Здравствуйте коллеги, столкнулся с необходимостью выполнения проекта склада дизельного хозяйства для ГТУ прошу Вашей помощи по рассмотрению данной схемы на предмет правильности и соответствия нормам. Буду рад любым замечаниям и предложениям

По самой схеме ничего страшного не вижу.

Если придираться, то я бы подогреватели подключал не к сетевой воде напрямую, а к промконтуру. Фильтры заложены с контролем перепада? KKS на технологических схемах не показываете или делаете отдельно P&ID?

1. Почему оборудование взрывозащищённое и есть газдетекция ДВК? Что за дизельное топливо с температурой вспышки ниже температуры окружающей среды?
2. Не понятно как подготовить насосы к ремонту, теплообменники, ёмкости. Откуда и куда их мыть/парить/продувать?
3. Почему расходомерное устройство на всасе насосов? Кто проверял кавитационный запас?
4. Вместе с отключением фильтра для чистки придётся останавливать и готовить к ремонту насосы.
5. Как измерить уровень нефтепродукта в автоцистерне? Как узнать, что насосы качают воздух? Где выносная уровнемерная колонка?
6. При разрушении резервуара нефтепродукт не останется в обваловании, а вытечет в дренажную ёмкость. При возгорании по дренажным линиям пожар сможет распространяться по дренажному коллектору. Персонал не сможет это предотвратить.
7. Куда откачивать нефтепродукт из дренажной ёмкости? На очистные?
8. Не понятно как будет реализовано дыхание емкостей. Вангую, что расчёт пропускной способности дыхания в зависимости от макс скорости опорожнения никто не выполнял.
9. В случае пожара в насосной её будет не возможно изолировать от коллекторов.
10. Способ регулирования температуры после теплообменников приведёт к тому, что скорость внутри теплообменника будет ниже предельно допустимой и полость теплоносителя станет обрастать грязью. Такой теплообменник будет очень быстро забиваться в переходные сезоны, когда нужен небольшой расход воды.
11. В случае прекращения циркуляции воды через теплообменники зимой (любая мелкая поломка) не возможно наладить циркуляцию воды. Персонал будет вынужден просто смотреть как лёд разрывает трубы.
12. Отсутствуют решения по обращению с подтоварной воды. Нефтепродукт будет идеально сухой?
13. Отсутствуют решения по контролю качества дизеля. Где персонал будет отбирать пробы?
14. Как заполнить насос жидкостью при пуске? Куда стравить воздух?
15. Воздухом трубы и оборудование от нефтепродукта не очень-то почистишь. Нужен водяной пар с приемлемым давлением.
16. Кто-то считал скорости в трубопроводах и резервуарах на статическое электричество?
17. Как узнать напор насоса? Где манометры?
18. Как сдренировать трубопровод нагнетания дренажных насосов?
19. Не очень понимаю назначение воздушника с огнепреградителем на всасе насосов 1.
20. Где коллектор пневмопитания автоматики? Приводы будут пневматические или электрические? Или может быть (о аллилуйя!) хоть кто-то заставил КИПовцев выполнить пневмопитание в разделе АТХ?
21. Как узнать, что фильтр забился? Где дифманометры?
22. Насосы с линией минимального расхода? Если это так, то по какому параметру будет регулироваться циркуляция?
23. Не нашёл водопроводов. Водоснабжение в ВК?
Надоело писать.

Попробуйте почитать ВНТП 5-95, ФНП-461, ТОИ Р-112-13-95, ВУП СНЭ 87, ВУПП-88, ПБЭ НП-2001, Приказ МЭРФ №232 от 19.06.03, ПТБ НП-73, Рекомендации "Сливоналивные эстакады ..." ВНИИПО, "Рекомендации по предотвращению ... электризациии нефтепродуктов ..." Роснефти, ВНП СРЧТ 07-3007-01.007, ВНП СРКВ 07-3007-01.013, У-ТХ-05-04, РМП 17-78, УМ-1303, Р-ОЗ-01-91.
Дополнительно рекомендую бородатые советские книги:
- Справочник нефтебаз Шишкин 1978
- Хранение нефти и нефтепродуктов Антипьев и др. 2003

Коллеги! Предлагаю подискутировать по первому пункту замечаний.

«Попробуем почитать» ВНТП 5-95 Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз).

«6.4.2. Тип насосных агрегатов должен выбираться в зависимости от физико-химических и коррозионных свойств нефтепродукта, обеспечения выполнения норм слива-налива, а также условий электроснабжения и класса взрывоопасной зоны.»

Поскольку класс взрывоопасной зоны на схеме не указан, могу допустить наличие там (например) зоны класса В-Iа.

7.3.41. Зоны класса В-Iа - зоны, расположенные в помещениях, в которых при нормальной эксплуатации взрывоопасные смеси горючих газов (независимо от нижнего концентрационного предела воспламенения) или паров ЛВЖ с воздухом не образуются, а возможны только в результате аварий или неисправностей.
[ПУЭ: Глава 7.3. Электроустановки во взрывоопасных зонах]

В соответствии с Таблицей 7.3.10 «Допустимый уровень взрывозащиты или степень защиты оболочки электрических машин (стационарных и передвижных) в зависимости от класса взрывоопасной зоны», в зонах класса В-Iа требуется установка электрических машин «повышенной надежности против взрыва».

1. Температурные пределы распространения пламени ДТ (в °С):
ГОСТ 55475-2013 = 62-105, 57-100
ГОСТ 32511-2013 = 62-119
ГОСТ 305-2013 = 69-119, 62-105, 57-100
Дальше можно не продолжать - во всех ТНПА нижний температурный предел распространения пламени около 60°С. Соответственно если ДТ разольётся и испарится (что уже трудно, учитывая ДНП при температуре хранения), то чтобы оно взорвалось, а не просто загорелось, необходимо нагреть пролив до ~60°С. И взорвётся только та часть облака ТВС, которая будет нагрета выше температуры вспышки.

2. Взрывозащита нужна для защиты от взрыва, а не от пожара.

3. Требованиями ГОСТ на АТЕХ указано, что взрывозащита должна применяться для защиты при нормальных условиях работы. Для защиты от взрыва в результате аварии необходимо использовать другие технические методы. Если нужно я найду ссылки.

Продолжим дискуссию? Сорян, я в смайликах не силён.

P.S. Не слышали мем как конструктор Т-34 для наглядности преимущества дизельного двигателя гасил горящий факел в ведре с солярой?

Уважаемый shvet.
Своим предыдущим сообщением я не пытался вас обидеть или принизить профессиональные качества.

Я пытался вам намекнуть, что, не зная всей информации по объекту, вы поторопились обвинить топикстартера в применении взрывозащищенного оборудования.

По второму вашему сообщению:
1. Отвечу вашим же ГОСТом. «8.6 В помещениях для хранения и использования дизельного топлива запрещается использовать открытый огонь; электрические сети и искусственное освещение должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении. При работе с дизельным топливом не допускается использовать инструменты, дающие при ударе искру.» [ГОСТ Р 55475-2013 Топливо дизельное зимнее и арктическое депарафинированное. Технические условия]
2. «Это и коню понятно.» [Большой словарь русских поговорок]
3. «… Для защиты от взрыва в результате аварии необходимо использовать другие технические методы. Если нужно я найду ссылки.» Какие же это методы? Дайте ссылки.

Честно говоря, не понял к чему было второе сообщение. Вы хотите сказать, что в помещениях для хранения и использования дизельного топлива никогда не ставится взрывозащищенное оборудование?

Если речь идет о ГТУ, то объект скорее всего электростанция или энергоцентр собственных нужд промпредприятия. Допустим, проектируем по нормам РФ. Тогда следует руководствоваться в первую очередь не отраслевыми документами Роснефти, а РД 34.44.102-97 (СО 34.44.102-97) Указания по проектированию хозяйства жидкого топлива газотурбинных установок.

Еще дополню. Для ГТУ поставляется зимнее и арктическое топливо, отсюда категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей IIB-T3 (ГОСТ 12.1.011-78).

По самой схеме возник вопрос - предусмотрен ли обогрев уличных топливопроводов?


Больше спасибо shvet, за замечание:


Никогда раньше такого не требовали. Я почитал указанные выше нормативы, и сейчас понимаю, что этот расчет надо учитывать при выборе диаметров труб. Тем более, что ничего сложного в нем нет.

Ок, давайте разберёмся по подробнее.

1. Обратимся к реальности.
ДТ производится на НПЗ. На НПЗ ДТ считают невзрывоопасной ЛВЖ, а некоторые виды ДТ, например прямогонное ДТ, вообще считают ГЖ. Соответственно установки производства ДТ (например установки гидроочистки ДТ), парки хранения, насосные, наливные эстакады не имеют взрывоопасных зон и как следствие взрывозащищённого оборудования. Откуда у меня такая информация? Я проектирую нефтехимию. Аналогичная ситуация с базами перевалки и бункеровки. Т.е. производство и ритейл считают ДТ не взрывоопасным продуктом.
Но внезапно как только ДТ приезжает к энергетикам (потребителям), ДТ становится взрывоопасным. Что же такого происходит с ДТ при пересечении забора ТЭЦ? Меняется продукт, его фракционный состав, происходит старение продукта? Нет. Меняются головы.

2. И опять обратимся к реальности. Есть показатель взрывоопасности - температурные пределы взрываемости. Если продукт испаряется вне температурных пределов взрываемости, то взрывоопасные концентрации не достигаются, поскольку концентрация паров или ниже нижнего концентрационного предела взрываемости или выше верхнего концентрационного предела взрываемости. Температурные пределы взрываемости для ДТ определены в нормативке, по которой выпускается данный вид топлива. На примере ГОСТ 55475-2013 нижний температурный предел взрываемости составляет 57°С (арктическое ДТ), максимальная зарегистрированная температура окружающего воздуха (с вероятностью повторения ноль целых хрен десятых) составляет пусть 40°С. Т.е. запас безопасности составляет 17°С. Топикстартер, как рядовой пользователь интернета, не предоставил никакой информации р парке. Я вангую, что максимальная температура циркулирующего ДТ у него составляет 30°С.

Хоть кто-то может не тыкать нормативкой, а внятно и аргументированно доказать, что ДТ в парке сможет взорваться? Не загореться, а взорваться!

В дальнейшем обсуждении будем держать в уме, что ДТ при "комнатных" (не специфических) условиях является взрывобезопасным продуктом. Пожароопасным, но взрывобезопасным. Да, я соглашусь, что внутри закрытого пространства, например внутри резервуаров, где пары не могут рассеиваться, взрывоопасная концентрация теоретически с маленькой вероятностью может создаться. Да, внутри резервуара взрывозащита обоснована. Снаружи нет.

3.а. РД 34.44.102-97 являются внутренними нормами проектирования РАО ЕЭС и для остальных организаций имеют статус туалетной бумаги. Аналогичная ситуация с любой сторонней организацией, например с ГГЭ.
3.б. В соответствии с открытыми базами данных РД 34.44.102-97 прекратил действие в 2002 году, т.е. 15 лет назад. Например.

3. Действительно в ГОСТ 55475-2013 и в РД 34.44.102-97 написано, что требуется взрывозащита. А судьи кто? Кто принял решение о взрывозащите и на основании каких критериев? В списке только элита совка - профильные институты ВНИИ НП, ВНИПИэнергопром, ОРГРЭС, Теплоэлектропроект. Я не спорю, что все они как один и опытные, и профильные, и вся грудь в орденах и куда уж мне, букашке, до них. Уж там-то знают как делать правильно.
Посмотрите на лица участников - эти документы делали монополисты (ВНИПИ) для монополистов (бывш. Минэнергопром). Никакой объективностью там и не пахнет. Это мир авторитетов. У кого авторитет толще и длиннее, у кого связи выше, у кого аппаратный вес тяжелее, тот и побеждает. "Деньги", "эффективность инвестиций", "риски" этих слов там не существует. Зачем считать риск (риск=вероятность*последствия) аварии и долгосрочный прогноз денежных потоков если ты монополист?

Вопрос "зачем" там не стоИт. Сказали, значит надо. Выполняй, а не рассуждай. Думать за тебя будут другие.

4. Помним, что в парке хранения ДТ взрыва быть не может. Тогда зачем взрывозащита? Очевидно чтобы защитить от пожара, устранить источник возгорания. Такой способ экономически эффективный? Сильно сомневаюсь. Чтобы устранить электрические источники возгорания достаточно:
- приненять качественное электрооборудование
- использовать высокие степени защиты по IP
- поддерживать это всё в работоспособном состоянии

Тогда как же так получилось? Давайте немного пофантазируем. А что если в некой параллельной России...:
а) покупают самое дешёвое китайское электрооборудование, которое бесконечно искрит. Что если владелец (условное РАО ЕЭС) экономит на мелочах и отказывает в покупке качественных материалов? Что если везде хроническое недофинансирование ремонтных фондов и централизованное закупка по коррумпированным тендерам? Что же тебе делать, если ты работаешь в эксплуатации? Хм... А ведь взрывозащищённое оборудование не искрит. Бинго! А давайте кричать погромче, что ДТ взрывается. В проектные спецификации будут закладывать взрывозащищённое электрооборудование, а оно и качественней, и действительно не искрит.
б) столько стареньких нефтебаз, промпарков, ТЭЦ и прочего советского металлолома. А оно всё такое старое и никогда не ремонтировалось. И оно постоянно горит. А ты работаешь в промбезопасности. Статистика и так плохая, а с каждым годом всё хуже. И тебя за это постоянно еб....т, а ты повлиять на это никак не можешь (денег то не дают). Что же тебе делать? Хм.... А ведь в оперсводках большинство возгорания произошло из-за электропроводки. Бинго! А давайте кричать погромче, что ДТ взрывается. Тогда будут закладывать взрывозащищённое, глядишь и пожаров станет поменьше. Ну а если и не станет, то зато всегда будет способ снять с себя ответственность.
И всем хорошо, и все довольны. А проектировщикам пофиг - объём работы ведь почти и не изменяется. Они же исполнители, негры. Сказали - сделали. Взрывозащищённое, значит взрывозащищённое. Там наверху виднее. А я что, я как сказали. Вот смотрите даже в РД 34.44.102-97 написано.

Вот только есть двое недовольных:
а) умники, которые где-то чего-то начитались и готовы кричать, что 2+2=4 (правда я анонимно и на форумах)
б) покупатели электроэнергии, которые расплачиваются за эту вакханалию

В условиях здоровой конкуренции такие безнесмены давно бы умерли в муках. В агонии банкротства утащив с собой в преисподнюю всю эту п...братию из аффилированных фирм и фирмочек - лучших в мире профильных институтов, пуско-наладки.


Взрывозащищённое оборудование ставится там, где возможна утечка ДТ, нагретого выше нижнего температурного предела взрываемости или в невентилируемых пространствах, например внутри резервуара. У топикстартера ДТ хранится при атмосферной температуре.


ГОСТ 30852.9-2002
"Введение
...
Настоящий стандарт ... в меньше степени, чем ПУЭ, связывает аварии и неисправности технологического оборудования с уровнем опасности зоны ...

1. Область применения
Стандарт ... не распространяется на:
г) зоны, аварии в которых выходят за рамки нарушений, рассматриваемых настоящим стандартом (см. прим. 3)
...
Примечания
...
3 К упоминавшимся выше авариям относятся, например разрушение химического реактора или трубопровода, а также другие повреждения оборудования, которые невозможно предсказать"


Ссылки в студию. Почему IIB, а не IIC? Кто мерил БМЭЗ?

shvet, спасибо за ответ. Прочитал с интересом.
К сожалению реальной пользы от него никакой. Вы же понимаете, что при прохождении экспертизы. я не могу ссылаться на практический опыт анонимных участников форума.
В нашей реальности «правит тот у кого есть бумага, а не тот у кого длиннее джага-джага».

ГОСТ 30852.9-2002
2.6.2. Утечка первой степени: Утечка, появление которой носит периодический или случайный характер при нормальном режиме работы технологического оборудования.
2.6.3. Утечка второй степени: Утечка, которая отсутствует прин ормальном режиме работы техеологического оборудования, а если она возникает, то кратковременно.
...
2.8. Нормальный реэим работы технологического оборудования: Режим работы технологического оборудования, характеризующийся рабочими значениями всех папаметров.
Примечания
...
2 Аварии (например, повреждение уплотнений насоса, прокладок фланцев или случайный выброс горючего вещества, способного образовать взрывоопасную смест), требующие срочной остановки и ремонта, не рассматривают как нормальный режим.

Из этого следуюет вывод: ATEX ≠ авария

Другие методы защиты от взрыва в общем виде см. ФНП-96. Там общими фразами и сходу не понятно, нужно долго вариться в этом котле.

Был неправ сослался на старый ГОСТ. Согласно ГОСТ 30852.11-2002 (Приложение А) топливо дизельное (зимнее) относится к категории IIB. Согласно ГОСТ 30852.5-2002 (Приложение В, таблица В.2) топливо дизельное (зимнее) относится к группе T3. Всё давным-давно определили экспериментом и в ГОСТ вписали.



Глянул документацию на первую попавшуюся ГТУ - возврат жидкого топлива от ГТУ по рециркуляции с температурой не более 80°С. Это значит, что в эксплуатации она будет ниже, но проектировать надо на 80°C.




Касательно РД 34.44.102-97 - документ действующий, хоть и носит рекомендательный характер. Действие почти всех отраслевых документов в электроэнергетике продлено на неограниченный срок, вплоть до выпуска замещающих документов. Подробнее здесь.

Оболочки электрооборудования сертифицированные на 2ExdIIBT3 и IP67 могут быть полностью одинаковыми. Только у первого сертификат, подразумевающий испытания на защиту от распространения наружу взрыва, произошедшего внутри оболочки. А у второго сертификат, на защиту от попадания снаружи пыли и влаги внутрь оболочки (о газообразных смесях ни слова). Первый сертификат стоит дороже второго. Как поставщик будет учитывать эту разность в цене на оборудование совершенно не вопрос проектировщика. Когда проектировщика на экспертизе или еще где спросят об определении взрыво- и пожаробезопасности и использовании соответствующего оборудования, он сошлется именно на свой отраслевой РД, а не на нормы для нефтебаз. И будет прав.

Мы можем вести обсуждение более предметно и аргументированно? Нет сценария аварии - нет предмета обсуждения. Я не Ваш подчинённый и мы не в Вашем кабинете. Анонимный форум это площадка общения равных.


1. РД 34.44.102-97 это не отраслевой норматив. Это внутренние нормы проектирования для акционерного общества. Одно акционерное общество ≠ отрасль. Да на ГГЭ можно говорить, что РАО ЕЭС писец какой большой ивнутренние документы РАО ЕЭС являются отраслевыми и эксперт возможно будет соглашаться, но это натягивание презерватива на глобус. Обе стороны при этом будут понимать, что они выдают желаемое за действительное.

2. В соответствии с приказом РАО ЕЭС №422 РД 34.44.102-97 является рекомендованным к использованию в деятельности ДЗО. Т.е. для остальных организаций этот документ имеет статус туалетной бумаги.

3. В соответствии с п. 1.4 и 2.2 РД 34.44.102-97 в качестве топлива должно использовать топливо по ГОСТ 305-82. В отличии от ГОСТ 55475-2013 ГОСТ 305-82 не содержит требований к взрывозащите электрооборудования.

4. Давайте посмотрим на требования обязательных документов.
4.1. ГОСТ 30852.9-2002
2.6.2. Утечка первой степени: Утечка, появление которой носит периодический или случайный характер при нормальном режиме работы технологического оборудования.
2.6.3. Утечка второй степени: Утечка, которая отсутствует прин ормальном режиме работы техеологического оборудования, а если она возникает, то кратковременно.
...
2.8. Нормальный реэим работы технологического оборудования: Режим работы технологического оборудования, характеризующийся рабочими значениями всех папаметров.
Примечания
...
2 Аварии (например, повреждение уплотнений насоса, прокладок фланцев или случайный выброс горючего вещества, способного образовать взрывоопасную смест), требующие срочной остановки и ремонта, не рассматривают как нормальный режим.

Из это следует, что взрывозащита по АТЕХ не требуется, поскольку утечки (постоянные, 1 или 2 степени) ДТ с температурой >57°C отсутствуют.

4.2. ПУЭ
7.3.41. Зоны класса В-Iа - зоны, расположенные в помещениях, в которых при нормальной эксплуатации взрывоопасные смеси горючих газов (независимо от нижнего концентрационного предела воспламенения) или паров ЛВЖ с воздухом не образуются, а возможны только в результате аварий или неисправностей.
7.3.39. При определении взрывоопасных зон принимается, что
...
б) взрывоопасной считается зона в помещении в пределах до 5 м по горизонтали и вертикали от технологического аппарата, из которого возможно выделение горючих газов или паров ЛВЖ, если объем взрывоопасной смеси равен или менее 5% свободного объема помещения (см. также 7.3.42, п. 2).
Для зоны В-1а на наружных установках в ПУЭ ничего не указано. Из этого следует, что взрывоопасная зона по ПУЭ будет только там, где есть аппарат. Поскольку разогретое ДТ находится только внутри трубопроводов, а не аппаратов, то и взрывоопасной зоны нет.

5. Можно ковровой бомбардировкой накрывать весь парк взрывоопасной зоной, но такое решение ничем кроме РД 34.44.102-97 обосновать не получится. При внимательном прочтении РД 34.44.102-97 получается, что РД 34.44.102-97 содержит требования к взрывозащите отдельных элементов (арматуры, насосов, кран-балки), про ковровую бомбардировку там ни слова.

6. В соответствии с п. 12.2 РД 34.44.102-97 класс взрывозащиты должен быть IIA-T3, а не IIB-T3.


Какой предмет нашего обсуждения? Мы обсуждаем ГТУ на ТЭЦ, ГРЭС или собственную ГТУ промышленного предприятия? Или это ГТУ на изолированном нефтяном месторождении?
Нет предмета обсуждения => нет отраслевых норм => перекидывание какашками между нефтепереработчиками и энергетиками.


1. Почему IP67, а не IP54?
2. Умалчиваете про стоимость взрывозащищённых электродвигателей.


А ещё инвестиции это не проектирование. Проектирование отдельно, инвестиции и возврат капитала отдельно? Работа проектировщика это только соблюсти нормы и нарисовать красивые картинки? Что вообще происходит? Логически возвращаемся к моему высказыванию.

Коллеги! Предлагаю продолжить обсуждение замечаний к схеме. И дочитаем до конца первое замечание. В полном виде оно звучит так: «Почему оборудование взрывозащищённое и есть газдетекция ДВК?»
Вот о «газодетекции ДВК» и предлагаю поговорить.

В 2016 году вышел замечательный документ: Приказ Ростехнадзора от 07.11.2016 N 461 "Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов".

В том же году (30.11.2016) он был зарегистрирован в Минюсте РФ под номером 44503.

Начало действия документа - 03.06.2017.

Данный документ не является ведомственным. Он не делит проектировщиков на «нефтепереработчиков» и «энергетиков». И обязан к применению всеми проектными организациями.

Почитаем, требования Приказа Ростехнадзора по установке датчиков загазованности.
«2.2.27. На сливоналивных железнодорожных эстакадах, предназначенных для слива-налива нефти и светлых нефтепродуктов, должны быть установлены датчики загазованности согласно требованиям нормативных правовых актов в области промышленной безопасности.
Слив и налив должен автоматически прекращаться при достижении загазованности воздушной среды выше 50% объемных от нижнего концентрационного предела распространения пламени (далее - НКПРП).
Установка датчиков загазованности обосновывается в проектной документации в соответствии с техническими характеристиками приборов, указанных в паспортах организации-изготовителя.»

«2.3.15. При превышении концентрации паров нефтепродуктов на площадках сливоналивных станций и пунктов слива-налива более 20% объемных от НКПРП должны быть установлены блокировки по прекращению операций слива-налива и сигнализация, оповещающая о запрете запуска двигателей автомобилей.»

«2.8.15. В помещениях насосных станций следует устанавливать средства автоматического контроля загазованности по НКПРП с подачей сигнала (светового и звукового) у входа в помещение насосной и в операторную при достижении концентрации горючих газов и паров нефтепродуктов 20% объемных от НКПРП.
Расстояние от датчика загазованности до наиболее удаленной точки возможных утечек в группе насосов не должно превышать 4 м (по горизонтали). В помещении насосной следует устанавливать не менее двух датчиков загазованности.
Места установки и количество датчиков загазованности определяются проектной документацией.
Включение аварийной вентиляции осуществляется при достижении горючих газов и паров нефтепродуктов 50% объемных от НКПРП.
При достижении горючих газов и паров нефтепродуктов 50% объемных от НКПРП следует предусмотреть автоматическое отключение насосных агрегатов для перекачки нефтепродуктов.
Все случаи загазованности должны регистрироваться приборами с автоматической записью и документироваться.»

Мое мнение – ТС имел полное право предусмотреть датчики загазованности.

У меня вопрос к Kapazan.

Не понял вашей задумки относительно теплообменников. Они просто стоят в чистом поле, без ограждающих конструкций?

Может быть было бы проще сделать встроенные теплообменники в резервуарах хранения топлива?

И зачем две отдельных насосных? Может быть сделать одно общее помещение?

Анализаторы по каким веществам включать в состав прибора, отслеживающего загазованность для ДТ? Или суммарно по всем углеводородам?

Подскажите, вдруг знаете, по каким нормативам определять НКПР для паров дизельного топлива?

В продолжение обсуждения взрывозащиты электрооборудования попробую разорвать энергетический шаблон. Сходил в архив и сделал небольшую подборку.

Для примера установка гидрокрекинга прямогонных вакуумных фракций. Из тяжелых прямогонных нефтяных фракций под действием водорода, катализатора, высоких температур и давлений получают ДТ евро-5, авиационный керосин и побочку. Типовой пример места, где такое ужасно взрывоопасное ДТ производится. Ключевой объект это секция высокого давления. Внутри оборудования под давлением ~200бари и температуре ~480°C находятся среды от водорода до гудрона, включая фракции ДТ. Секция содержит большое количество оборудования и ещё больше трубопроводов. Внутри десятки тонн действительно взрывоопасных продуктов, разогретые до температур не просто выше температуры вспышки, а выше температуры самовоспламенения.

Для конкретно этого объекта есть сценарии аварии. При разгерметизации реакторного блока облако ТВС будет имеь тротиловый эквивалент ~10 тонн. Радиус взрывной волны 2кПа (разрушение остекления) при взрыве в режиме дефлаграции около километра. При взрыве в режиме детонации взрывная волна выбьет стекла в жилых домах в нескольких километрах от завода. У продуктов очень низкая температура самовоспламенения и энергия зажигания. Граница НКПВ радиуса рассеивания облака около полукилометра и эти цифры без дрейфа облака.

Если смотреть из окна ТЭЦ это просто цитадель Зла, взрывоопасный Мордор нефтепереработки, куда уж хуже (хотя есть и похуже). И ведь действительно горят и взрываются. Действительно с завидной регулярность приоткрывается замочная скважина в ад и вся эта хрень разлетается обломками по окрестностям и потом сгорает в голубом пламени. Примеры:
- Уфа
- Ачинск
- США
- Мексика
Не буду перечислять. Интернет забит фото и видео взрывающихся заводов.

Казалось бы вот где уже место взрывозащите? Так да не так. На примере гидрокрекинга буржуины, начитавшись директив Евросоза, стандартов IEC и нашего бородатого ПУЭ, не стали накрывать ковровой бомбардировкой всю секцию, а только зоны В-1г в радиусе 5 метров по вертикали и горизонтали от аппаратов со взрывоопасными средами. При этом действительно взрывоопасная зона есть только там, где есть утечка (ищите зону 1). Потому что для защиты от облака ТВС АТЕХ не предназначен, это принципиально другой инструмент. А его советский аналог - костыль из ПУЭ - это давно устаревший атавизм.

На самом деле такие объекты часто всё равно накрывают взрывоопасной зоной, но исходя из совершенно других предпосылок и по совершенно другой логике и с другим результатом. Например см. EI-15.

Но на ТЭЦ и ГРЭС другое ДТ. И взрывы там другие. И самое главное деньги там другие. И про деньги это я не иронизирую. В энергетике действительно другие деньги. Это монопольные деньги, административно-бюрократические. И расплачиваются за это покупатели электро- и теплоэнергии, т.е. рядовые граждане. А выгоды получаются наоборот - клика из 3-5 человек.

Это не ёрничание, сарказм или попытка самоутвердится. Это попытка здраво описать вакханалию, происходящую в энергетике, и фаллометрию в головах техспецов. С моей колокольни происходящее "у вас" это уже перебор.

Хочу высказать пару соображений о причинах смелости «нефтепереработчиков» и трусости «энергетиков».

К счастью для «нефтепереработчиков», они имеют дело с условно-чистым продуктом.

К «энергетикам» дизельное топливо чаще всего попадает через руки многочисленных посредников и перекупов.

Эти самые посредники не стесняются перевозить бензин и дизельное топливо в одних и тех же авто- и ж/д цистернах.

В следствие того, что у бензина и дизельного топлива общая «мама» (нефть), дизельное топливо легко абсорбирует пары бензина. И этот процесс происходит тем эффективнее, чем ниже температура.

В результате мы получаем уже не тот продукт, что вышел «из ворот» НПЗ, а новый опасный продукт. У продукта, получаемого при наливе дизельного топлива в ёмкость, где ранее находился бензин с концентрацией паров выше пределов взрывоопасности, после поступления дизельного топлива, концентрация паров снижается и может достичь пределов взрывоопасности. Взрывоопасная концентрация паров сохраняется в течение длительного времени и опасна при температурах ниже 0°С.

И немного о культуре общения на форуме. Парой сообщений выше, вы требовали равного общения, а сами теперь пишете о «вакханалии» и «фалометрии».

Вопрос статического электричества неоднозначный. Решается не всегда простыми способами и зачастую заметно бъёт по капзатратам. Внутренние указания Роснефти это полумеры, т.к. закрывают не все случаи. С одной стороны с каждым годом всё больший процент ДТ на рынке это ДТ с ультранизким содержание серы. С другой стороны среди руководителей в основном люди пожилого возраста, которые работали со старыми "советскими" видами соляры, в которой сера не нормировалась вообще. Соответственно они ничего не знают про статическое электричество и не хотят тратить деньги на борьбу с ним. Ну а поскольку горизонт планирования у них низкий ("сколько мне до пенсии"), то и риск пожара для них не важен ("сгорит так сгорит").

Позволю себе вольный перевод ASTM D975
"X1.16 Электропроводность
X1.16.1 Электропроводность оказывает влияние на способы безопасного обращения с любым жидким топливом. Риск взрыва в следствии разряда статического электричества зависит от соотношения углеводородов и кислорода в паровом пространстве, а также энергии и продолжительности разряда. На риск взрыва оказывают влияние множество факторов. ДТ с ультранизким содержанием серы без добавки-релаксанта в частности может характеризоваться очень низкой электропроводностью. ...
...
X1.16.4 ДТ требует достаточно бережного обращения в следствии уменьшения электропроводности или уменьшения концентрации добавки-релаксанта при приготовлении, хранении, доставке, а также в следствии сочетания данных факторов. Чтобы достичь требуемой электропроводности при низкой температуре окружающего воздуха должны быть использованы специальные добавки, называемые релаксантами. Доставка ДТ автотранспортом при низких температурах может потребовать довольно высокой электропроводности более 25 пС/м...."

Больше материалов по теме см.:
- NFPA 77 пункты 8-12
- API 2003 пункт 4
- ASTM D4865

Не рекомендую пользовать РД 6-28-007-78, т.к. в нём грубые ошибки. Мы обычно делаем по буржуйским нормам, а расчёт подгоняем под результат.