Насосная станция откачки из резервуаров аварийного сброса

1 ВВЕДЕНИЕ

Настоящие типовые проектные решения разработаны на основании технического задания с изменением №1 на выполнение технологической работы «Разработка типового проекта промежуточной нефтеперекачивающей станции на Ру 10,0 МПа»

Настоящие типовые проектные решения предназначены для проектирования новых и реконструкции существующих промежуточных НПС и отдельных объектов действующих нефтепроводов

Типовые проектные решения предназначены для проектирования промежуточных нефтеперекачивающих станций без резервуарного парка на магистральных нефтепроводах с рабочим давлением до 10,0 МПа. Пропускная способность нефтепровода до 80 млн. тонн/год включительно.

Климатические характеристики районов строительства:

  • нормативное давление ветра по I – V району;
  • нормативный вес снегового покрова по I – III району;
  • абсолютная максимальная температура – плюс 40 0С;
  • средняя температура   воздуха   наиболее   холодной   пятидневки

обеспеченностью 0,98 – минус 450С и выше.

Типовые проектные решения распространяются на нефтепроводы для перекачки нефти с массовой долей серы до 1,8% (для нефтей с содержанием серы свыше 1,8% требуется переработка системы вентиляции для обеспечения кратности воздухообмена равной 10).

Типовые проектные решения не распространяются на имеющие особенности проектирования НПС для газонасыщенных нефтей, НПС с подогревом (“горячих” нефтепроводов), для строительства НПС в районах с вечно мерзлыми грунтами и НПС проектируемых для зон строительства с сейсмичностью свыше 6 баллов.

Климатическое исполнение оборудования по ГОСТ 15150-69, устанавливаемого на НПС, при применении проекта должно соответствовать макроклиматическому району.

Данные типовые проектные решения разработаны с учетом требований Федеральных Законов Российской Федерации  № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», № 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений», Технического регламента о безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах (утверждён постановлением Правительства Российской Федерации от 24 февраля 2010 г. № 86), а также на основе действующих сводов правил, национальных и межгосударственных стандартов, норм и правил промышленной, экологической и пожарной безопасности, других документов.

 

2 Технологические решения

2.1 Технологическая схема

 

Технологическая схема обвязки подпорных насосов нефтеперекачивающей станции НПС «Типовые проектные решения промежуточной нефтеперекачивающей станции на Ру 10,0 МПа» разработана в соответствии с заданием на проектирование и позволяет выполнить параллельную работу насосов для откачки нефти из резервуаров сброса нефти.

2.2 Технологическое оборудование

Классы и категория взрывоопасной и пожароопасной зоны технологического узла – насосная станция откачки из резервуаров аварийного сброса представлена в таблице 2.1.

 

Таблица 2.1

 

п/п

Наименование помещений и наружных установок Класс помещения и наружных установок по ПУЭ Класс взрывоопасной зоны по           №123-ФЗ Категория по взрывопожарной и пожарной опасности по

 №123-ФЗ

1 Насосная станция откачки из резервуаров аварийного сброса  

В-1г

 

 

2

 

 

АН

 

 

Данными типовыми проектными решениями предусматривается:

– монтаж двух подпорных насосов вертикальных производительностью 1250 м3/ч, напором 110 м.

– монтаж технологических трубопроводов блока подпорных насосов в соответствии с технологической схемой.

Технологические решения по обвязке подпорных насосов технологическими трубопроводами и оборудованием выполнены в соответствии с требованиями:

РД 153-39.4-113-01 “Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов”;

ОТТ-75.180.00-КТН-179-10 “Фильтры-грязеуловители. Общие технические требования”;

ОТТ-16.01-74.20.11-КТН-059-1-05 “Типовые технические решения по проектированию НПС. Книга 1.1 Нефтеперекачивающие станции без резервуарного

парка в системе магистральных нефтепроводов

ОТТ-25.220.00-КТН-181-10 ” Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Теплоизоляционные покрытия труб и соединительных деталей. Общие технические требования”;

Категория трубопроводов – I (СНиП 2.05.06-85*).

Для ремонта и обслуживания насосов предусмотрена ремонтная эстакада (см. комплект ПТО).

Установку и пуско-наладочные работы насосных агрегатов осуществлять в соответствии с документацией завода-изготовителя и под руководством представителей завода-изготовителя.

Для обеспечения возможности осуществления работ по монтажу и демонтажу насосов и электродвигателей обслуживающие площадки насосных агрегатов выполнены со съемными боковыми частями.

Для обогрева узла уплотнения в крышке насоса предусмотрена установка электронагревательных устройств во взрывозащищенном исполнении заводской поставки. Крышка насоса и надземные участки трубопроводов утечек теплоизолировать матами минераловатными.

Покровный слой поверх теплоизоляции – лист алюминиевый.

Подземные участки трубопроводов утечек от подпорных насосов выполняются из труб с заводской теплоизоляцией, изоляцию стыков выполнить согласно                  ОТТ-25.220.00-КТН-181-10.

Защита надземной части трубопроводов и оборудования  от коррозии предусматривается  в соответствии с требованиями  РД-23.040.01-КТН-149-10 «Правила антикоррозионной защиты надземных трубопроводов, конструкций и оборудования объектов магистральных нефтепроводов».

Места перехода от надземной прокладки к подземной защищаются выходом наружной изоляции подземного нефтепровода над поверхностью земли на 200 мм. При окраске надземной части нефтепровода покрывной лакокрасочный материал наносится на наружную изоляцию с нахлестом до уровня земли.

Контроль качества защитного покрытия подземных трубопроводов проводить в соответствии с ГОСТ Р 51164-98, надземных – по РД-23.040.01-КТН-149-10. Контроль теплоизоляции – по ОТТ-25.220.00-КТН-181-10.

Заглубленные узлы задвижек и фильтры выполнены в приямках с засыпкой легковыемным материалом. Уровень засыпки должен быть на 200 мм ниже сальникового узла задвижки.

Сварку трубопроводов, деталей трубопроводов и арматуры производить в соответствии с требованиями РД-25.160.00-КТН-011-10, приварку патрубков для приборов КИП – по ОТТ-25.160.00-КТН-068-10.

Все сварные соединения труб, включая специальные сварные соединения (захлесты, ввариваемые трубные вставки, швы приварки соединительных деталей, запорной арматуры, гарантийные стыки и сварные швы угловых соединений) подвергаются контролю в соответствии с требованиями  РД-19.100.00-КТН-001-10:

– визуальный и измерительный контроль в объеме 100%;

– радиографический контроль в объеме 100%;

– ультразвуковой контроль в объеме 100%.

Защита подземных трубопроводов от коррозии обеспечивается:

а) применением труб DN 800, 700, 500 с нанесением полиуретанового, эпоксидного защитного покрытия усиленного типа по ГОСТ Р51164-98 в трассовых условиях с обязательной абразивной подготовкой поверхности;

б) применением труб DN 100 с нанесением полиуретановых, эпоксидных покрытий или рулонно-битумных материалов конструкции №18 по ГОСТ Р 51164-98 с обязательной абразивной подготовкой поверхности;

в) применением труб DN 80, DN 50 с полиуретановым, эпоксидным покрытием, конструкции №18 по ГОСТ Р 51164-98;

г) применением фасонных деталей DN 500, 700, 800 покрытиями на основе жидких термореактивных материалов, эпоксидных двухслойных покрытий на основе порошковых красок по ОТТ-25.220.01-КТН-215-10;

д) применением запорной арматуры DN 800, DN 500, фильтров, с заводским защитным покрытием  по ОТТ-25.220.01-КТН-215-10;

е) противокоррозионная защита сварных стыков трубопроводов должна осуществляться покрытиями на основе термоусаживающихся полимерных лент в соответствии с требованиями ОТТ-25.220.01-КТН-189-10.

Необходимость выполнения электрообогрева и тепловой изоляции надземных трубопроводов определяется в зависимости от температуры застывания перекачиваемой нефти и температуры окружающего воздуха рассматриваемого региона:

– при температуре застывания нефти ниже абсолютной минимальной температуры воздуха с запасом минус 10 °С надземные трубопроводы прокладывать без теплоизоляции;

– при температуре застывания нефти ниже минимальной температуры холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 с запасом минус 10 °С надземные трубопроводы теплоизолировать;

– в остальных случаях предусмотреть теплоизоляцию с электрообогрев.

В процессе монтажа технологических трубопроводов в соответствии с  РД-23.040.01-КТН-149-10 составляются акты на проведение скрытых работ по очистке надземно расположенных трубопроводов и оборудования перед проведением окрасочных работ.

Другие работы, подлежащие освидетельствованию с оформлением актов на скрытые работы в соответствии с ВСН 012-88 и ОР-91.010.30-КТН-143-07 (п.4.7), данным разделом проекта не предусматриваются.

Трубопроводы дренажа и утечек прокладывать с устройством песчаной подушки толщиной не менее 10 см в профилированных траншеях с уклоном не менее 0,002 в сторону емкости на всех участках (без “карманов”).

Засыпка трубопроводов должна производиться песком с его подбивкой и уплотнением для обеспечения защемления труб.

Засыпку траншеи выполнять после инструментального подтверждения соответствия фактического положения трубопроводов проектному.

Трубопроводы и оборудование до ввода в эксплуатацию подвергаются очистке полости, испытанию на прочность и герметичность.

Очистка трубопровода от окалины, грата, а также от случайно попавших при строительстве внутрь трубопроводов грунта и различных предметов выполняется продувкой воздухом в согласно требований ОТТ-16.01-74.20.11-КТН-059-1-05 п.3.3.12.2.

Гидравлические испытания технологических трубопроводов и оборудования в составе технологических узлов должны проводиться согласно требованиям:

РД-16.01-60.30.00-КТН-103-1-05 “Гидравлические испытания вновь построенных и эксплуатируемых нефтепроводов”;

ОТТ-16.01-74.20.11-КТН-059-1-05 “Типовые технические решения по проектированию НПС. Книга 1.1”;

Приемная линия насосов совместно с насосом испытывается:

– на прочность давлением 2,0 МПа в течение 24 часов;

– на плотность давлением 1,6 МПа в течение 12 часов.

Выкидная линия насосов испытывается:

– на прочность давлением 6,0 МПа в течение 24 часов;

– на плотность давлением 4,0 МПа в течение 12 часов.

Дренажные линии и линии утечек от подпорных насосов испытываются:

– на прочность давлением 2,0 МПа в течение 24 часов;

– на плотность давлением 1,6 МПа в течение 12 часов.

После гидроиспытаний все трубопроводы продуть воздухом.

 

3 Указание по применению (марка ТО)

 

При применении настоящего проекта необходимо:

  1. При применении проекта рассчитать фактическое давление на входе НПС.
  2. Определить абсолютную отметку бетонной площадки и принять ее за 0,000.
  3. В сборнике спецификации, опросных листах пустые графы заполняются при применении проекта.
  4. В сборнике спецификаций произвести разделение МТР на поставку подрядчика и заказчика.
  5. Ведомость объемов работ уточнить при разработке рабочей документации.

 

3 АРХИТЕКТУРНО-СТРОИТЕЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ

 

3.1 Конструктивные решения

 

Объемно-планировочные и конструктивные решения по насосной станции откачки из резервуара разработаны с учетом требований Федерального Закона Российской Федерации  № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», а также на основе действующих строительных норм и правил, государственных стандартов, норм и правил пожарной безопасности и других документов в области пожарной безопасности.

Насосная станция откачки из резервуара аварийного сброса размещается на открытой бетонной площадке совместно с площадкой для ремонта насосов и имеет размеры 30х15 м.

Площадка выполнена из армированного бетона толщиной 100 мм и огорожена по всему периметру герметичным бордюром высотой 150 мм. Площадка выполнена с уклоном 0,003 в сторону лотка.

На площадке насосной откачки предусмотрен лоток шириной 150 мм и уклоном 0,005 в сторону приямка размером 1,0х1,0х1,0 м. Лоток закрывается сверху искробезопасным просечно-вытяжным листом.

Для обслуживания оборудования и запорной арматуры, расположенных на бетонной площадке насосной, предусмотрены обслуживающие металлические площадки.

 

3.2 Антикоррозионная защита

 

Все строительные конструкции защищены от коррозии в соответствии с СниП 2.03.11-85, СНиП 3.04.03-85  «Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии».

Антикоррозионную защиту металлоконструкций, закладных деталей и соединительных изделий выше уровня земли производить в соответствии РД-23.040.01-КТН-149-10 антикоррозионным покрытием для категории коррозионной активности атмосферы С2 (низкая) – снаружи, для конструкций, эксплуатирующихся в климатической зоне ХЛ (для холодного климата), с категорией размещения 1 (на открытом воздухе). Срок службы покрытия – Б (большой, не менее 20 лет).

Подземные металлические конструкции согласно СНиП 2.03.11-85* “Защита строительных конструкций от коррозии” и ГОСТ 9.602-2005 “Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии” защитить антикоррозионным комбинированным покрытием весьма усиленного типа (для средней и сильноагрессивной среды) или усиленного типа (для слабой или неагрессивной среды) на основе битумно-полимерной мастики:

– грунтовка битумно-полимерная;

– мастика изоляционная битумно-асбополимерная (для средней и сильноагрессивной среды) или битумно-полимерная (для слабой или неагрессивной среды) толщиной не менее 3 мм.

Перед нанесением антикоррозионного покрытия произвести подготовку поверхности металлоконструкций в соответствии с требованиями РД-23.040.01-КТН-149-10. Подготовка металлических поверхностей конструкций перед окраской включает следующие обязательные операции: обезжиривание участков с любой степенью зажиренности по ГОСТ 9.402-2004 (при необходимости); очистка от окислов (абразивная зачистка); обеспыливание; осушка (при необходимости).

3.3 Указания по применению (марка АС)

 

При применении проекта необходимо:

1 Заполнить климатические характеристики указанного в задании на проектирование места строительства:

– температуру холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 по результатам инженерно-гидрометеорологических изысканий и СНиП 23-01-99;

– расчетное значение веса снегового покрова и нормативное значение ветрового давления по СНиП 2.01.07-85, территориальным строительным нормам, результатам инженерно-гидрометеорологических изысканий;

–  климатический район строительства по СНиП 23-01-99*;

– сейсмическую активность по СНиП II-7-81* и результатам микросейсмического районирования выбранной площадки.

2 Заполнить абсолютную отметку нуля;

3 При необходимости откорректировать марки бетона, типы электродов и марки стали в соответствии с принятыми климатическими характеристиками строительства и условиями эксплуатации;

4 Дополнить акты скрытых работ.

5 На основании инженерно-геологических изысканий разработать фундаменты под оборудование.

6 В ведомости объемов работ раздел «Земляные работы» не разрабатывался. Данный вид работ выполнить при применении проекта.

4 Электротехнические решения

Основными электропотребителями насосной станции откачки из резервуаров аварийного сброса являются электродвигатели насосов откачки № 056.01 и № 056.02 напряжением ~10000 кВ, мощностью 630 кВт каждый, система обогрева двигателей насосов откачки № 056.01 и № 056.02 напряжением ~220 В, 50 Гц и электроприводы задвижек №№ 056.01.1, 056.01.2, 056.02.1, 056.02.2 мощностью по 4,0 кВт, напряжением ~380 В, 50 Гц.

По обеспечению надёжности электроснабжения все электроприёмники насосной станции откачки из резервуаров аварийного сброса  относятся к потребителям I категории.

Подвод питания к вводным клеммным коробкам электродвигателей насосов откачки предусматривается от ячеек разных секций шин ЗРУ 10 кВ, установленных в сооружении 214.

Подвод питания к клеммным коробкам системы обогрева двигателей насосов откачки и электроприводам задвижек №№ 056.01.1, 056.01.2, 056.02.1, 056.02.2 предусматривается от щита 214ЩСУ, устанавливаемого в помещении КТП и ЩСУ сооружения 214 и обеспеченного питанием от двух независимых источников электроснабжения. Прокладка питающих кабелей от щита 214ЩСУ до электропотребителей насосной откачки из РВС-5000 и от ЗРУ до насосов откачки № 056.01.1, 056.01.2, 056.02.1, 056.02.2 предусматривается по кабельным эстакадам в проекте

Подвод кабелей от стоек эстакады к вводным устройствам электроприводов задвижек предусмотрен в трубах. Высоковольтные кабели от эстакады до электродвигателей насосов откачки предусмотрено проложить в закрытых металлических коробах под площадками обслуживания.

Итоговые данные по электропитанию напряжением ~380/220 В:

Руст.=23,6 кВт;

Ррасч.=7,6 кВт;

Iрасч.=14,46 А.

Итоговые данные по электропитанию напряжением ~10 кВ:

Руст.=1260 кВт;

Ррасч.=630 кВт;

Iрасч.=36,4 А.

Электроосвещение насосной станции откачки из резервуаров аварийного сброса обеспечивается прожекторами, установленными на прожекторных мачтах и предусматривается в проекте

Система заземления по ГОСТ Р 50571.2-94, ГОСТ Р 51330.13-99:

– в сети 10 кВ –IТ;

– в распределительной сети 0,4 кВ – TN-S.

Для защиты электрооборудования, нефтепроводов, а также трубопроводов системы пожаротушения от вторичных проявлений молнии (электромагнитной и электростатической индукции), статического электричества и от заноса высокого потенциала они должны быть присоединены к контуру заземления.

Кроме того, все металлические наземные и надземные трубопроводы, входящие во взрывоопасную зону площадки насосной станции откачки из РВС-5000, и металлические кожухи термоизоляции трубопроводов должны быть присоединены к контуру заземления в узлах, предусмотренных в комплектах «ТХ».

Для уравнивания потенциалов к контуру заземления подсоединить корпуса задвижек, насосных агрегатов. Присоединение корпусов задвижек выполнить гибкими перемычками из медного гибкого провода с жёлто-зелёной изоляцией марки ПВ3-1х6 мм2, а насосных агрегатов – из медного гибкого провода с жёлто-зелёной изоляцией марки ПВ3-1х25 мм2, оконцованными кабельными наконечниками посредством пайки. Присоединение металлоконструкций площадок для обслуживания насосов и задвижек к контуру заземления выполнить проводниками из полосовой оцинкованной стали сечением 4х40 мм, привариваемыми к металлоконструкциям.

Наружный контур заземления выполняется из полосовой оцинкованной стали сечением 4х40 мм, проложенной по краю отбортовки площадки насосной откачки на отметке +0,100 и, частично, непосредственно по площадке, соединённой с вертикальными электродами из круглой оцинкованной стали диаметром 16 мм длиной 5 м,  ввинчиваемыми в грунт на глубину -0,500 м (верх электрода).

Наружный контур заземления насосной станции откачки из резервуаров аварийного сброса присоединяется к общему контуру заземления площадки НПС полосой из оцинкованной стали сечением 4х40 мм не менее, чем в двух точках.

Молниезащита насосной станции откачки из резервуаров аварийного сброса выполняется в комплексе с сооружениями  площадки НПС отдельно стоящими прожекторными мачтами с молниеприёмниками

 

5  Автоматизация

 

Автоматизация оборудования магистральной насосной предусматривается в соответствии с РД-35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения», в соответствии с ОР-35.240.50-КТН-105-09 «Автоматизация технологического процесса перекачки нефти для магистрального нефтепровода с рабочим давлением 10 МПа» в части особенностей работы технологического оборудования для перекачки нефти с рабочим давлением  10 МПа (параметры контроля, алгоритмы защит технологического оборудования и общестанционных защит НПС).

Перечень агрегатных защит определен РД-35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения», перечень агрегатных защит, связанный с особенностями работы насосного агрегата для перекачки нефти с рабочим давлением 10 МПа.

Для контроля работы насосного агрегата комплектно с технологическим оборудованием поставляются датчики контроля температуры опорно-упорного подшипника насоса, температуры подшипников и обмоток двигателя, температуры масла нижнего и верхнего подшипников, температуры нагревателей, утечки, затопления стакана насоса, соответствующие требованиям ОТТ-17.020.00-КТН-253-10.

Не входящие в состав комплектной поставки насосов откачки нефти из резервуаров аварийного сброса датчики контроля температуры на входе насоса, датчики давления и вибрации, стойки КИП и приборные шкафы наружного исполнения, поставляются в составе комплекта оборудования автоматики НПС.

Проектом предусмотрено автоматическое управление электрифицированными задвижками на входе и выходе насосов откачки.

Автоматические пожарные извещатели пламени для контроля возгорания устанавливаются на опорах с разных сторон площадки насосной откачки нефти из резервуаров аварийного сброса. Табло оповещения о пожаре, табло оповещения об отключении автоматического пуска системы пожаротушения устанавливаются на закладных конструкциях одной опоры.

Адресные пусковые устройствами системы пожаротушения, в количестве 4 штук, устанавливаются в доступных и безопасных местах на расстоянии не менее 10 м от насосных агрегатов.

Для установки оборудования автоматики и прокладки контрольных кабелей предусматриваются закладные конструкции в полу площадки насосной.

6 Пожаротушение

 

В насосной станции откачки из резервуаров аварийного сброса предусмотрена автоматическая установка пожаротушения низкократной пленкообразующей пеной, основанная на применении водопенных насадков.

Метод тушения пожара низкократной пленкообразующей пеной выбран на основании РД 13.220.00-КТН-014-10 «Нормы проектирования систем пенного пожаротушения и водяного охлаждения объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов».

Подача раствора пены к насосной станции откачки из резервуаров аварийного сброса осуществляется по двум сухотрубным растворопроводам из стальных бесшовных горячедеформированных труб с внутренним силикатно-эмалевым покрытием диаметром 159х4,5 мм по ГОСТ 8732-78, проложенных надземно по эстакаде с теплоизоляцией и греющим кабелем.

Предусмотрена возможность применения установки от мобильных средств пожаротушения. Узлы для подключения мобильных средств пожаротушения раполагаются у противопожарных проездов около помещений с электроприводными задвижками 367.1, 367.2.

На площадке насосной станции откачки из резервуаров аварийного сброса запроектирован кольцевой распределительный растворопровод из стальных бесшовных горячедеформированных труб с внутренним силикатно-эмалевым покрытием  диаметром 108х4 мм по ГОСТ 8732-78. Растворопроводы прокладываются с уклоном не менее 0,001 в сторону питающих растворопроводов и оснащаются устройствами слива раствора пенообразователя из трубопроводов. Распределительный растворопровод прокладывается надземно вдоль бортика площадки в теплоизоляции и с греющим кабелем. Теплоизоляция выполнена из матов минераловатных прошивных, толщиной 80 мм по ГОСТ 21880-94, покровный слой – листы из алюминия и алюминиевых сплавов, толщиной 0,8 мм по  ГОСТ 21631-76.

Водопенные насадки, в количестве 8 шт., располагаются по периметру площадки с шагом не более 15 м.

Все сварные швы (100%) подлежат неразрушающему (рентгенографическому) контролю.

Стальные опоры и фланцевые соединения трубопроводов пенотушения защищены от воздействия тепла пожара огнестойким покрытием, обеспечивающим их устойчивость к воздействию тепла пожара не менее 45 минут.

Антикоррозионное покрытие трубопроводов, соединительных деталей, запорной арматуры и оборудования  предусмотрена по РД-23.020.00-КТН-184-10.

Трубопроводная арматура, оборудование систем пенного пожаротушения, трубопроводы пожаротушения должны быть окрашены в красный RAL-3026 сигнальный цвет, контрастный цвет для указательных надписей и знаков – белый.

В соответствии с требованиями РД-13.220.00-КТН-575-06 «Стандарт правила пожарной безопасности и дочерних акционерных обществ» площадка насосной станции откачки из резервуаров аварийного сброса оборудуется первичными средствами пожаротушения.

 

6.1 Расчет параметров тушения пожара в насосной станции

откачки из резервуаров аварийного сброса

 

Расчет автоматической установки пожаротушения низкократной пленкообразующей пеной в насосной станции откачки из резервуаров аварийного сброса, выполнен по методике, изложенной в РД 13.220.00-КТН-014-10.

Исходные данные для проведения расчета:

длина площадки                                      30 м;

ширина площадки                                               15 м;

тип нефтепродукта                                нефть;

расчетная площадь тушения                  450 м2;

время тушения пожара                            15 мин;

кратность пены                                           4;

расчетная интенсивность подачи рабочего раствора пенообразователя                                 0,08 л/(с*м2).

Расчет выполнен на концентрацию рабочего раствора пенообразователя  3%.

Расчетный расход рабочего раствора пенообразователя для защиты площадки:

Qрасч = Sт.п. * lрасч  =  450 * 0,08 = 36 л/с,

где   Sт.п.  – площадь площадки, м2;

lрасч  –  расчетная интенсивность подачи рабочего раствора пенообразователя, л/(с*м2).

Требуемое количество водопенных устройств из условия равномерного размещения с шагом не более 15 м:

Nрасч1. ВПУ = Lраспр.тр./15 =90,7/15 = 7 шт.

где   Lраспр.тр  – длина распределительного растворопровода, м;

15 – максимальное расстояние между водопенными устройствами по периметру, м.

В соответствии с номенклатурой выпускаемых промышленностью водопенных насадков принята номинальная производительность  одного насадка – 5 л/с

Расчетное количество водопенных насадков по принятой номинальной производительности

Nрасч2. ВПУ = Qрасч./q1ВПУ=36,0/5,0= 8 шт.

где   q1ВПУ –производительность  одного насадка, л/с;

Принятое количество насадков – 8 шт.

 

Фактический расход рабочего раствора пенообразователя :

Qфакт. = Qфакт.ВПУ   * NВПУ   = 5 * 8 = 40 л/c

Фактическая интенсивность подачи  рабочего раствора пенообразователя:

lфакт  = Qфакт / Sт.п = 40 / 450 = 0,089 л/(с*м2)

Проверка  соответствия фактических и требуемых условий тушения пожара:

lфакт ≥ lрасч,

0,089 ≥ 0,08

Расчетное количество пенообразователя:

Vпо = Qфакт * К * tрасч * 60 * 10-3 /100= 40 * 3 * 15 * 60 * 10-3 /100=1,08 м3,

где   К – концентрация  рабочего раствора пенообразователя, %;

tрасч. – расчетное время тушения, мин.

Количество пенообразователя, требуемое для получения рабочего раствора пенообразователя, предназначенного для  заполнения сухотрубных участков:

VПО(сух.уч.) = V сух.уч. · K/100= 2,41· 3/100=0,07 м3

где   V сух.уч.   –  объем сухотрубных участков, м3 – 2,41 м3.

200% резерв пенообразователя:

Vпо. рез = 2 * Vпо = 2 * 1,08 = 2,16 м3

Расчетное количество пенообразователя, хранящееся в емкостях баков дозаторов для АСТВ:

VПО АСТВ = VПО  +VПО(сух.уч.)  + VПО рез. = 1,08 + 0,07 + 2,16 = 3,31 м3

Фактическое количество пенообразователя, хранящегося в емкостях баков дозаторов:

VПО. факт. = 2 * Vемк = 2 * 3 = 6 м3

Запас воды, требуемый для трехкратного применения установки пожаротушения, предназначенный для хранения в резервуарах противопожарного запаса воды:

Vзап.воды= VПО АСТВ * ((100 – К )/К-1) = 3,31 *(( 100-3)/3-1) = 110,33 м3.

 

6.2 Указания по применению

При применении настоящего раздела типовых проектных решений  необходимо:

– на листах 1, 2 – проставить абсолютную отметку нуля;

– в спецификациях оборудования, изделий и материалов определить климатическое исполнение оборудования и категорию коррозионной активности атмосферы.

 

 

7 Пожарная сигнализация

 

Ручной пожарный извещатель устанавливается совместно на общей стойке КИП 056.6П со звуковыми, световыми пожарными оповещателями, предусмотренными маркой АПТ.