У резервуаров со стационарной крышей, минимальное расстояние между резервуарами в группе 0,75D, но не более 30 м.

Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах, для наземных резервуаров объемом 20000 м³ и более должно быть 60 м; объемом до 20 000 м³ – 40 м.

Резервуары с понтоном, единичный капитальный объем резервуара, установленного в группе более 50000 м³, допустимая общая номинальная вместимость группы 120000 м³, минимальное расстояние между резервуарами в группе 0,65D, но не более 30 м.

Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах, для наземных резервуаров объемом 20000 м³ и более должно быть 60 м; объемом до 20 000 м³ – 40 м.

По периметру группы наземных резервуаров необходимо предусматривать замкнутое земляное обвалование шириной поверху не менее 0,5 м или ограждающую стену из негорючих материалов, рассчитанных на гидростатическое давление разлившейся жидкости. Высота обвалования или ограждающей стенки 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 следует принимать не менее 3 м от резервуаров объемом до 10000 м³ и 6 м – от резервуаров объемом 10000 м³ и более.

Определение высоты обвалования группы наземных резервуаров производится по формуле (3.1):

, (3.1)

где Vр – объём наибольшего резервуара в группе, м3; D – диаметр наибольшего резервуара в группе, м; n – количество резервуаров в группе, шт.; a и b – стороны обвалования (рис. 3.1), м.

В соответствии с требованиями СНиП 2.11.03 – 93 высота обвалования принимается на 0,2 м больше расчетной.

Высоту внутреннего земляного вала или стены следует принимать 1,3 м – для резервуаров объемом 10000 м3 и более.

Внутри обвалования группы резервуаров не допускается прокладка траншейных трубопроводов. Соединение трубопроводов, прокладываемых внутри обвалования, следует выполнять на сварке. Для присоединения арматуры допускается применять фланцевые соединения с негорючими прокладками.

Рис. 3.1 Схема расстановки резервуаров и обвалования

4. Расчет потерь нефти и нефтепродуктов от «больших дыханий»

Потери нефти и нефтепродуктов от «больших дыханий» - это потери от испарения при вытеснении паровоздушной смеси из газового пространства резервуаров и транспортных емкостей в атмосферу вследствие заполнения резервуара нефтепродуктом.

Масса паров нефтепродукта, вытесняемая из резервуара за одно «большое» дыхание определяется по формуле:

, (4.1)

где Vб – объем закачанного в резервуар нефтепродукта, м³; V1 – объем газового пространства резервуара перед закачкой нефтепродукта, м³; р2 – абсолютное давление в газовом пространстве в конечный момент времени закачки, Па (4.2); р1 – абсолютное давление в газовом пространстве в начальный момент времени закачки, Па (4.3); рs – давление насыщенных паров нефтепродукта при температуре поверхности резервуара (при +30°С рs= 50,88 кПа = 50880 Па); Мб – молекулярный вес бензиновых паров, кг/моль (4.4); Т – средняя температура в газовом пространстве резервуара, К (4.5); R – универсальная газовая постоянная.

Абсолютные давления в газовом пространстве в конечный и начальный моменты времени закачки определяются по формулам:

р₁= р_а + р_к.в(4.2)

р₂= р_а + р_к.д (4.3)

где ра – атмосферное (барометрическое) давление, принимается равным 0,1 МПа; рк.в., рк.д. – вакуум и избыточное давление в резервуаре, при которых срабатывает дыхательный клапан, МПа.

Молекулярный вес бензиновых паров определяется по формуле:

Мб =60+0,3·tн.к+0,001·t²н.к (4.4)

где tн.к – температура начала кипения нефтепродукта,°С.

Средняя температура в газовом пространстве резервуара определяется по формуле:

(4.5)

где ТВ – температура воздуха в данный момент времени, К; ΔТВ – среднее изменение температуры воздуха, К; ΔТГ – среднее изменение температуры газового пространства, К.

Объем закаченного в резервуар нефтепродукта рассчитывается с учетом коэффициента заполнения резервуара, (8.6).

, (4.6)

где k – коэффициент заполнения резервуара; Vр – геометрический объем резервуара, м3.