3.1 Подбор резервуаров.

Количество и объем резервуаров определяем в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03.-93.

Для светлых нефтепродуктов принимаем вертикальные резервуары без понтона (РВС).

Для масел и мазута – горизонтальные резервуары (РГС). Также для хранения масла необходимо обеспечить подогрев продукта.

Таблица 6.

Резервуары по типам хранимых нефтепродуктов.

Тип нефтепродукта	Геометрический объем,м3	Тип резервуара	Количество, шт.
А-80	950,225	РВС-1000	1
Аи-95	408,668	РВС-400	1
Дл	8989,08	РВС-1000	1
		РВС-3000	1
		РВС-5000	1
Дз	9063,695	РВС-5000	1
		РВС-3000	1
		РВС-1000	1
РТ	772,058	РГС-500	1
		РГС-100	2
Мазут М40	878,714	РГС-100	1
		РГС-100	1
		РГС-500	1
М10Г2	348,481	РГС-100	4
И20А	146,404	РГС-100	1
		РГС-50

Резервуарный парк нефтебазы состоит из 19 резервуаров.

Парк светлых нефтепродуктов состоит из 9 резервуаров.

Парк темных нефтепродуктов состоит из 8 резервуаров.

Определим общий номинальный объем резервуарного парка нефтебазы :

V_общ = ΣV_ном (3.1.1)

V_общ=950,225+408,668+8989,08+9063,695+772,058+878,714+348,481+

146,404= 21557 м³

Вывод: подобраны резервуары для нефтепродуктов и определен общий объем.

4. Компоновка резервуарного парка.

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. Расстояние от этих резервуаров до резервуаров объемом более 400 м³ следует принимать не менее 15 м.

Высота обваловывания 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.

Согласно [6] резервуары следует размещать группами по видам

хранимых нефтепродуктов и/или типам резервуаров. Таким образом,

принимаем 2 группы резервуаров: одну для светлых нефтепродуктов с резервуарами объемом 10000 м³, вторую для светлых нефтепродуктов с резервуарами объемом менее 10000 м³, третью группу для темных нефтепродуктов с горизонтальными резервуарами типа РГС. Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах согласно [6], для наземных резервуаров объемом 20000 м³ и более должно быть 60 м; объемом до 20000 м³ – 40 м.

Минимальные расстояния между стенками резервуаров, располагаемых

в одной группе согласно [6] определяются по формулам:

- для горизонтальных резервуаров:

l_Р-Р=0,5* D_p ; (4.1)

- для резервуаров со стационарной крышей:

l_P-P=0,75*D_p , (4.2)

где l_P-P – расстояние между стенками соседних резервуаров в

группе, м;

D_P – диаметр резервуара, м.

Таблица 7.

Занесём рассчитанные расстояния между резервуарами, диаметры и длины в таблицу 7.

Тип резервуара	Количество, шт.	Расстояние между резервуарами, мм	Диаметр(для РВС) и длина(Для РГС), мм
РВС-5000	1	18375	49
РВС-3000	1	15750	42
РВС-3000	1	14250	38,6
РВС-1000	2	11400	30,4
РВС-1000	2	6375	17
РВС-200	1	4950	13,2
РВС-100	1	3525	9,4
РГС-500	1	3000	71,6
РГС-100	7	1600	24

По периметру группы наземных резервуаров необходимо

предусматривать замкнутое земляное обвалование шириной поверху не менее 0,5 м или ограждающую стенку из негорючих материалов, рассчитанных на гидростатическое давление разлившейся жидкости. Высота обвалования или ограждающей стенки группы резервуаров согласно [6]

должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальным объемом до 10000

м³ и 1,5 м для резервуаров объемом 10 000 м³ и более.

Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов

обвалования согласно [6] следует принимать не менее 3 м от резервуаров

объемом до 10000 м³ и 6 м – от резервуаров объемом 10000 м³ и более.

Площадь группы резервуаров будет определяться по формуле :

S = a · b (4.3)

где:

S – площадь группы резервуаров;

a – длина участка группы резервуаров;

b – ширина участка группы резервуаров.

Определяем площадь группы из 9 резервуаров со светлыми нефтепродуктами:

S = 121* 121,8= 14737,8м²

Высота обваловывания группы резервуаров определяется по формуле :

h =V/S (4.4)

где:

h – высота обваловывания группы резервуаров;

V – номинальный объем резервуара наибольшей вместимости в группе;

S - площадь группы резервуаров.

В данной группе наибольший номинальный объем имеет резервуар РВС-10000, который принимаем для расчета высоты обваловывания:

h =10000/14737,8= 0,67м

Так как, согласно требованиям СНиП 2.11.03 – 93, высота обваловывания каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, то общая высота обваловывания будет определяться по формуле :

H = h + 0,2 (4.5)

где:

H – общая высота обваловывания группы резервуаров;

h – высота обваловывания группы резервуаров.

H = 0,67+ 0,2 = 0,87м

Принимаем высоту обваловывания резервуаров для группы светлых нефтепродуктов равной 1м.

Рассчитаем высоту обваловывания группы из 8 резервуаров с темными нефтепродуктами объемами до 500 м³ включительно.

Площадь группы темных резервуаров определяем:

S = 31,8· 22,2= 705,96м²

Высоту обваловывания определим по формуле 4.4.

В данной группе резервуаров наибольший объем имеет резервуар РВС-500, который примем для расчетов:

h =500/705,96= 0,70м

Общую высоту обваловывания определим по формуле 4.5:

H = 0,70+ 0,2 = 0,72 м ≈ 1м

Принимаем высоту обваловывания резервуаров для группы темных нефтепродуктов равной 1 м.