Правила технической эксплуатации Нефтебаз

Материал из Ответы на вопросы WikiPTE
Перейти к: навигация, поиск
Об утверждении Правил технической эксплуатации нефтебаз
Pteneftebaz.jpg
Приказ от: 19 июня 2003 г. N 232
Дата актуализации: {{{дата актуализации}}}
Дата введения: {{{дата введения}}}
Область применения: {{{область применения}}}
Ответственный: Министр И.Х.Юсуфов
Утвержден: {{{утвержден}}}
Дата издания: Зарегистрировано в Минюсте РФ 20 июня 2003 г. N 4785
Издан: {{{издан}}}
Иные издания:
Cайт: [http:// ]


I. Область применения[править]

1.1. Настоящие Правила устанавливают требования к эксплуатации нефтебазы, ее территории, зданиям, сооружениям и оборудованию, инженерным коммуникациям, порядку приема, хранения и отпуска нефтепродуктов, сохранения их качества, метрологическому обеспечению, предупреждению аварийных разливов нефтепродуктов, экологической и пожарной безопасности, охране труда, обслуживающему персоналу и его профессиональной подготовке.

1.2. Положения и требования настоящих Правил распространяются на действующие, строящиеся и реконструируемые нефтебазы.

1.3. Требования РД обязательны для применения на всей территории Российской Федерации для организаций всех форм собственности независимо от ведомственной принадлежности (в дальнейшем * организации) и индивидуальных предпринимателей, осуществляющих деятельность по эксплуатации нефтебаз.

II. Общие положения[править]

2.1. Складское предприятие, представляющее собой комплекс зданий, сооружений и коммуникаций, предназначенных для организации приема, хранения, отпуска и учета нефтепродуктов (далее * нефтебаза), эксплуатируется на основании требований настоящих Правил и нормативных документов, регламентирующихтребования к средствам измерения, противопожарным мероприятиям, предупреждению аварийных разливов нефтепродуктов, экологической и санитарной безопасности, охраны труда и иных документов, принятых в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации. Допускается разработка и применение ведомственных технических инструкций, методик, связанных с эксплуатацией неф тебаз, не противоречащих действующим нормативным документам и техническим требованиям настоящих Правил.

2.2. Режим работы нефтебазы определяется организацией, осуществляющей деятельность по эксплуатации нефтебазы.

2.3. Ответственным за выполнение требований настоящих Правил на нефтебазе является ее руководитель.

2.4. Ответственным за выполнение настоящих Правил на рабочих местах является производитель работ.

2.5. Доставка нефтепродуктов на нефтебазы в соответствии с проектом может осуществляться автомобильным, железнодорожным, трубопроводным или водным транспортом.

2.6. Здания, сооружения, технологическое и энергетическое оборудование,а также вспомогательные устройства и оборудование нефтебазы эксплуатируют в соответствии с разработанной на них проектноэксплуатационной документацией.

2.7. Эксплуатация оборудования не может осуществляться при обнаружении в процессе технической проверки, монтажа или эксплуатации несоответствия требованиям нормативных и эксплуатационных документов.

2.8. Нефтебазу следует оснащать устойчивой телефонной или радиосвязью.

2.9. Нефтебазы укомплектовываются материалами и средствами для ликвида ции возможных аварийных ситуаций, в том числе и для предупреждения аварийных разливов нефтепродуктов, в соответствии с утвержденным планом предупреждения и ликвидации аварий.

2.10. Обслуживание и ремонт технологического оборудования нефтебазы проводят организации или специалисты, имеющие право на обслуживание данного вида оборудования. Работники, допускаемые к работе на электротехнических установках, с электрическим инструментом, а также с машинами и механизмами с электроприво дом, должны иметь квалификационную группу по электробезопасности в соответ ствии с действующими требованиями.

2.11. Контроль и надзор за соблюдением настоящих Правил технической эксплуатации нефтебаз осуществляется Министерством энергетики Российской Фе дерации в установленном порядке.

2.12. На нефтебазах должна быть в наличии и вестись следующая докумен тация:

  • технический паспорт (приложение N 1);
  • журнал осмотров и ремонтов зданий, сооружений и оборудования нефте

базы (приложение N 2);

  • утвержденные экологические нормы выбросов, сбросов, складирования

отходов;

  • паспорта на вентиляционные системы (при наличии);
  • паспорта на резервуарные емкости: вертикальные и горизонтальные

(приложение N 3);

  • журнал распоряжений по приему и внутрибазовым перекачкам (приложение

N 4);

  • градуировочные таблицы на резервуарные емкости;
  • паспорта (формуляры) на технологическое оборудование.

2.13. На нефтебазах для ликвидации чрезвычайных ситуаций (во время па водков или аварийных разливов) создается резерв материальных ресурсов в объемах, определенных по результатам прогнозирования возможных разливов от ситуаций техногенного и природного характера.

2.14. На нефтебазе дополнительно ведется по учету товарноматериальных ценностей, контролю качества нефтепродуктов. По решению владельца нефтебазы допускается ведение дополнительной документации эксплуатации нефтебазы.

2.15. Эксплуатация организаций нефтепродуктообеспечения не должна при водить к загрязнению окружающей среды (воздуха, поверхностных вод, почвы) вредными веществами выше допустимых норм и осуществляться в соответствии с действующим законодательством.

2.16. Источниками выделения загрязняющих веществ в атмосферу на нефте базах могут являться:

  • резервуары с нефтепродуктами;
  • эстакады сливаналива нефтепродуктов в автомобильные и железнодорожные

цистерны;

  • вентиляционные устройства зданий с технологическим оборудованием (на

сосные, химические лаборатории и т.п.);

  • объекты очистных сооружений (нефтеловушки, буферные и разделочные ре

зервуары, прудыотстойники, шламонакопители и пр.);

  • открытые площадки с насосами, перекачивающими нефтепродукты;

котельные;

  • неплотности технологического оборудования и коммуникаций;

пары нефтепродуктов, образующиеся вследствие испарения во время приема,

  • хранения и отпуска нефтепродуктов;
  • содержащиеся в дымовых газах котельных оксид углерода, диоксиды серы и

азота, взвешенные вещества.

2.17. Для каждой нефтебазы разрабатываются и утверждаются в установлен ном порядке нормы предельно допустимых выбросов (далее * ПДВ) загрязняющих веществ в атмосферу. После установления норм ПДВ загрязняющих веществ в атмосферу на нефте базе должен быть организован контроль за их соблюдением. Вещества, по которым необходимо осуществлять контроль, источники выброса и периодичность контроля выбросов определяются на основании расчетов рассеивания в "Проекте нормативов ПДВ". Контроль осуществляется либо силами нефтебазы, либо привлекаемыми орга низациями.

2.18. Основные мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов указаны в таблице 9.2 (отсутствует).

2.19. Некоторые из основных мероприятий, которые следует осуществлять для снижения выбросов загрязняющих веществ с дымовыми газами котельных, при ведены в таблице 9.3 (отсутствует).

2.20. Снижение выбросов в атмосферу древесной, металлической, абразив ной пыли и т.п. должно достигаться эффективной работой пылеулавливающих аппа ратов и устройств (циклонов различных модификаций, пылеосадительных камер, различных фильтровальных аппаратов).

2.21. Для предотвращения загрязнения водоемов вредными веществами производственнодождевые сточные воды нефтебаз должны очищаться. Необходимая степень очистки обосновывается с учетом места сброса сточных вод и установ ленного норматива предельно допустимого сброса (далее * ПДС) загрязняющего вещества.

2.22. К числу основных веществ, загрязняющих производственные сточные воды нефтебаз, относятся нефтепродукты, тетраэтилсвинец и взвешенные веще ства.

2.23. Для достижения норм ПДС загрязняющих веществ со сточными водами необходимо осуществлять мероприятия по уменьшению количества сбрасываемых сточных вод и повышению глубины их очистки.

Уменьшение количества сбрасываемых сточных вод может быть обеспечено за счет: повторного использования очищенных сточных вод на производственные ну жды нефтебазы и сокращения общего потребления воды для этих целей; предотвра щения утечек нефтепродуктов изза неплотностей запорной арматуры, фланцевых, муфтовых соединений, сварных стыков, коррозионных повреждений резервуаров и трубопроводов вследствие переливов и т.п., что приведет к уменьшению количе ства загрязненных нефтепродуктами производственноливневых стоков, сбрасывае мых в канализационную сеть.

2.24. Нефтебаза осуществляет систематический контроль за соблюдением установленных норм ПДС. Контроль включает измерение расходов сточных вод, определение концентраций, содержащихся в сбросах загрязняющих веществ, и определение по этим данным массы сбрасываемых загрязняющих веществ в единицу времени. Последний показатель сравнивается с нормативами ПДС с учетом погреш ности приборов и среды измерений.

2.25. Для ликвидации аварийных разливов на каждой нефтебазе разрабаты вается план предупреждения и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов, в котором учитывается (при необходимости) привлечение профессиональных аварий носпасательных формирований.

2.26. Во избежание потерь нефтепродуктов от переливов следует применять предохранительные устройства, автоматически прекращающие подачу нефтепродукта по достижении заданного уровня или разгерметизации коммуникаций.

2.27. Всем работникам нефтебазы необходимо знать и выполнять действую щие инструкции, правила охраны труда и пожарной безопасности в объеме возло женных на них обязанностей.

2.28. Работники нефтебазы докладывают своему непосредственному руко водству о замеченных ими нарушениях и неисправностях оборудования, механиз мов, приспособлений и инструментов, утечках нефтепродуктов и их паров, нару шениях правил и инструкций.

2.29. Работники нефтебазы обеспечиваются согласно установленным переч ням и нормам средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью и при необходимости спецприспособлениями.

2.30. Применяемые на нефтебазе средства защиты от поражений электриче ским током должны подвергаться периодическим испытаниям в соответствии с установленными нормами. Пользоваться неисправными защитными средствами и предохранительными приспособлениями не разрешается.

2.31. Нефтебаза обеспечивается аптечкой с набором необходимых медика ментов для оказания первой помощи пострадавшим.

2.32. Весь персонал нефтебазы обучается способам оказания первой помощи пострадавшим при несчастных случаях.

2.33. Расследование и учет несчастных случаев, а также нарушений правил охраны труда проводятся в установленном порядке в соответствии с действующим законодательством с выявлением причин и принятием мер по их предотвращению.

III. Краткая характеристика нефтебаз[править]

3.1. Основными задачами нефтебаз являются:

  • обеспечение бесперебойного снабжения потребителей нефтепродуктами в

необходимом количестве и ассортименте;

  • обеспечение сохранности качества нефтепродуктов и сокращение до мини

мума их потерь при приеме, хранении и отпуске потребителям. 3.2. Нефтебазы подразделяются: 3.2.1. По назначению * на перевалочные, распределительные и базы хране ния:

  • перевалочные нефтебазы в основном производят перегрузку (перевалку)

нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой, а также отгрузку нефтепро дуктов распределительным нефтебазам и крупным потребителям;

  • распределительные нефтебазы предназначены для приема нефтепродуктов

всеми видами транспорта и отпуска нефтепродуктов непосредственно потребите лям, в основном автотранспортом наливом и в таре;

  • базы хранения осуществляют прием, хранение и периодическое освежение

нефтепродуктов.

3.2.2. По транспортным связям * на железнодорожные, трубопроводные, водные и глубинные нефтебазы:

  • железнодорожные нефтебазы располагаются вблизи железнодорожных стан

ций и получают нефтепродукты по железнодорожному тупику (ветке) наливом в ва гонахцистернах и в крытых вагонах в таре;

  • водные нефтебазы получают нефтепродукты наливом и в таре в навигаци

онный период морским или речным транспортом;

  • трубопроводные нефтебазы размещаются при промежуточных и конечных на

сосных станциях магистральных трубопроводов и получают нефтепродукты через эти станции;

  • глубинными называются распределительные нефтебазы, расположенные на

значительном расстоянии от железных дорог и водных путей и получающие нефте продукты в основном автомобильным транспортом, а в некоторых случаях воздуш ным.

3.3. Основными показателями, характеризующими нефтебазы, необходимо считать: общую вместимость, годовой оборот, коэффициент оборачиваемости ре зервуаров, коэффициент использования и заполнения резервуаров.

3.4. Все нефтебазы в зависимости от общей вместимости и максимального объема одного резервуара делятся на следующие категории:

  • I категория * вместимостью свыше 100000 куб. м;
  • II категория * вместимостью свыше 20000 куб. м * до 100000 куб. м;
  • IIIа категория * вместимостью свыше 10000 куб. м * до 20000 куб. м, с

максимальным объемом одного резервуара до 5000 куб. м включительно;

  • IIIб категория * вместимостью свыше 2000 куб. м до 10000 куб. м, с мак

симальным объемом одного резервуара до 2000 куб. м включительно;

  • IIIв категория * вместимостью до 2000 куб. м включительно, с максималь

ным объемом одного резервуара до 700 куб. м включительно. Общая вместимость нефтебаз определяется как суммарный объем хранимых нефтепродуктов в резервуарах и таре. Объем резервуаров и тары принимается по их номинальному объему. При определении общей вместимости нефтебазы допус кается не учитывать объемы следующих технологических резервуаров:

  • промежуточные резервуары (приемные и сливные емкости) у сливоналивных

эстакад и одиночных сливоналивных устройств;

  • расходные резервуары котельных, дизельных электростанций и топливоза

правочных пунктов, но не более 100 куб. м;

  • резервуары для сбора утечек нефтепродуктов и аварийные;
  • резервуары пунктов сбора отработанных нефтепродуктов общей вместимо

стью не более 100 куб. м (вне резервуарного парка);

  • резервуары уловленных нефтепродуктов на очистных сооружениях произ

водственной или производственнодождевой канализации.

3.5. Годовой грузооборот составляет сумму объемов принятых в резервуары и отгруженных из них нефтепродуктов в течение года.

В зависимости от годового грузооборота нефтебазы делятся на 5 групп:

Группа нефтебазы Грузооборот, тыс. т/год
  • Свыше 500
  • Свыше 100 до 500 включительно
  • Свыше 50 до 100 включительно
  • Свыше 20 до 50 включительно
  • До 20 включительно.

3.6. Отношение полезного объема резервуаров к их номинальному объему (далее * коэффициент использования резервуара) характеризует эксплуатационную вместимость резервуарного парка.

Значение коэффициента для различных резервуаров приведено в таблице 1 (отсутствует).

3.7. Нефтебазы размещаются на территории, отведенной в соответствии с генеральным планом застройки. На каждой нефтебазе должен быть государственный документ землепользова ния (землевладения).

3.8. Техническая оснащенность нефтебаз должна удовлетворять следующим требованиям:

  • резервуарный парк * обеспечивать прием, хранение и отгрузку заданного

количества и ассортимента нефтепродуктов;

  • трубопроводные коммуникации * обеспечивать одновременный прием и от

грузку различных нефтепродуктов с сохранением их качества, т.е. не допуская смешения и потери качества;

  • наливные и сливные устройства, а также насосное оборудование * обес

печивать выполнение слива и налива нефтепродуктов в установленном ассортимен те.

== IV. Обеспечение контроля и сохранения качества нефтепродуктов ==

4.1. Контроль и обеспечение сохранения качества нефтепродуктов комплекс мероприятий, осуществляемых при подготовке и проведении операций по приему, хранению, транспортированию и очистке нефтепродуктов с целью предот вращения реализации потребителям некондиционных нефтепродуктов.

4.2. Контроль качества при приеме, хранении и отпуске, а также обеспе чение сохранения качества нефтепродуктов на нефтебазах осуществляются в уста новленном порядке.

4.3. Ответственными за организацию и выполнение работ по контролю и сохранности качества нефтепродуктов на нефтебазе являются руководитель нефте базы и лица, на которых возложены эти обязанности должностными инструкциями.

4.4. При организации контроля качества нефтепродуктов необходимо руко водствоваться действующими нормативными правовыми и нормативнотехническими документами.

4.5. Нефтепродукт, поступающий на нефтебазу или отпускаемый с нефтеба зы, должен сопровождаться паспортом качества на партию нефтепродуктов, запол ненным в объеме требований нормативного документа, и информацией об обяза тельной сертификации (декларации) для нефтепродуктов, если они подлежат обя зательной сертификации.

4.6. Любое количество нефтепродукта, изготовленного в ходе непрерывного технологического процесса, однородного по своим показателям качества и сопро вождаемого одним документом о качестве, рекомендуется называть изготовленной партией. Одноименный продукт, независимо от количества, поставленный по единому товарнотранспортному документу и сопровождаемый одним паспортом качества, поступивший на нефтебазу, рекомендуется называть поступившей партией. После слива нефтепродукта в резервуар на остатки одноименного нефтепродукта количе ство нефтепродукта в партии считается как сумма остатка и поступившего про дукта. Паспорт качества на такую партию выписывается лабораторией нефтебазы после проведения анализов контрольной пробы, взятой из резервуара нефтебазы. Нефтепродукты одной марки, поступившие в расфасованном виде по одному товарнотранспортному документу и имеющие один паспорт качества, рекомендует ся называть поступившей партией тарных нефтепродуктов. Каждая партия тарных нефтепродуктов хранится в складских помещениях отдельно от других партий.

4.7. Нефтепродукты принимают по качеству в полном соответствии со стан дартами, техническими условиями и особыми условиями поставки. При обнаружении несоответствия качества и маркировки поступивших нефтепродуктов требованиям стандартов, технических условий или данным, указанным в сопроводительных до кументах, удостоверяющих качество нефтепродукта, получатель приостанавливает приемку и составляет акт с указанием проверенного количества.

4.8. Качество нефтепродуктов, установленное анализом проб, отбираемых при товарнотранспортных операциях и хранении, оформляется паспортом каче ства.

4.9. Нефтебаза должна быть обеспечена средствами измерений и оборудова нием для осуществления контроля качества нефтепродуктов при приеме, хранении и отпуске в установленном объеме анализов. При отсутствии таких средств на нефтебазе допускается пользоваться услугами лабораторий, имеющих право в установленном порядке проводить такие анализы.

V. Прием и отпуск нефтепродуктов[править]

5.1. Технология приема и отпуска нефтепродуктов на нефтебазах зависит от вида транспортных средств, которыми доставляется и отгружается нефтепро дукт, климатических условий, интенсивности сливоналивных операций и физико химических свойств нефтепродуктов.

5.2. Нефтепродукты транспортируются трубопроводным, железнодорожным, автомобильным, морским и речным транспортом в соответствии с действующими на каждом виде транспорта правилами, утвержденными в установленном порядке.

5.3. Прием и отпуск нефтепродуктов нефтебазой осуществляется через спе циальные сливоналивные устройства:

  • в железнодорожные цистерны * на специальных эстакадах, через отдельные

стояки или сливные установки;

  • в морские и речные суда * через причальные сооружения или беспричальным

способом;

  • в автомобильные цистерны * на станциях налива, автомобильных эстакадах,

через отдельные стояки;

  • в бочки, бидоны и другую тару * через разливочные и расфасовочные;

по отводам от магистральных нефтепродуктопроводов.

5.4. Перечень, упаковка и маркировка нефтепродуктов, допущенных к пере возке наливом в вагонахцистернах, морских и речных судах, автомобильным транспортом, подготовка транспортных средств для налива и транспортирования должны соответствовать требованиям стандарта.

5.5. Для недопустимости смешения сливаемого или наливаемого нефтепро дукта с другими нефтепродуктами операции по сливу или наливу следует произво дить на отдельных сливоналивных устройствах.

5.6. Слив и налив легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов, отно сящихся к вредным веществам 1 и 2 класса опасности, должен быть герметизиро ван. Классификация вредных веществ принимается по стандарту.

5.7. Температура нефтепродуктов, наливаемых в транспортные средства, не должна превышать установленную стандартом.

5.8. Высоковязкие разогретые нефтепродукты следует наливать в железно дорожные цистерны и наливные суда при температурах, предусмотренных правилами перевозок грузов, нормативными документами на нефтепродукты, с учетом правил охраны труда.

5.9. Максимальная безопасная скорость сливаналива нефтепродукта зави сит от свойств нефтепродукта, диаметра и свойств материалов стенок трубопро вода и должна устанавливаться рекомендациями по предотвращению опасной элек тризации нефтепродуктов при наливе в вертикальные или горизонтальные резер вуары.

5.10. Перекачку нефтепродуктов на нефтебазе (сливоналивочные операции, внутрибазовые перекачки) разрешается начинать только по указанию ответствен ного лица, на которое в соответствии с должностной инструкцией возложены эти операции.

Все проводимые технологические перекачки нефтепродуктов, в т.ч. при вы даче заданий подчиненным по смене лицам (старший оператор * оператору), долж ны фиксироваться в журнале распоряжений (указаний) по подготовке к перекачке нефтепродуктов.

5.11. Работники, проводящие технологические операции по приему, хране нию и отпуску нефтепродуктов, должны:

  • знать размещение, устройство и порядок обслуживания оборудования, соо

ружений и трубопроводов;

  • знать технологические схемы трубопроводных коммуникаций и руководство

ваться данными, приведенными в утвержденных руководством предприятия техноло гических картах резервуаров;

  • проводить измерение и определение массы принимаемых, хранимых и отпус

каемых нефтепродуктов; обеспечить сохранность качества и количества нефтепро дуктов при операциях их приема и отпуска.

5.12. Запрещается:

  • проводить сливоналивные операции судов на причалах, железнодорожных и

автомобильных цистерн на эстакадах при грозе и скорости ветра 15 м/с и более;

  • выполнять работы (отбор проб, измерение уровня и др.) на резервуарах,

железнодорожных и автомобильных цистернах и других конструкциях на высоте при грозе и скорости ветра 12,5 м/с и более;

  • проводить сливоналивные операции на причалах без установки боновых за

граждений, приведения в готовность к применению средств борьбы с нефтеразли вами и пожаротушения;

  • производить погрузкувыгрузку затаренных нефтепродуктов башенными и

портальными кранами и погрузочными мостами при скорости ветра 12 м/с и более, остальными средствами * при скорости ветра 15 м/с и более.

5.13. Швартовка судов к морским и речным причалам для сливаналива неф тепродуктов или бункеровки разрешается только при скорости прижимного ветра до 7,4 м/с, а отжимного ветра * до 10 м/с.

5.14. Подниматься и проводить работы (отбор проб, измерение уровня и др.) на резервуарах, цистернах и других конструкциях на высоте при обледене нии, тумане, исключающем видимость в пределах фронта работ, допускается при условии дополнительных мер безопасности (наличие дублера, посыпка скользких дорожек и рабочих мест песком, дополнительное освещение, ограждения, страхо вочный пояс и т.п.).

5.15. При температуре воздуха минус 40 град. С независимо от скорости ветра или при других температуре и скорости ветра, эквивалентных температуре воздуха минус 40 С, работы на открытом воздухе прекращаются.

5.16. Предельное значение температур наружного воздуха и силы ветра в данном климатическом районе, при которых приостанавливаются всякие работы на открытом воздухе, устанавливается администрацией города (района) по месту проведения работ с учетом требований п. 5.15.

5.17. Операции по приему (сливу) и отпуску (наливу) нефтепродуктов, перевозимых в железнодорожных цистернах, должны производиться на подъездных железнодорожных путях, оборудованных специальными одно* или двусторонними эстакадами, наливными или сливными устройствами, грузовыми, зачистными и воз душновакуумными коллекторами, сборниками, промежуточными резервуарами для мазута и масел, узлами учета нефтепродукта, средствами подъема и опускания нагревательных приборов и перемещения цистерн вдоль фронтов.

5.18. Пригодность цистерн для транспортировки груза определяется до по дачи под налив в установленном порядке.

5.19. При подаче цистерн с промывочнопропарочных предприятий на пункт налива по истечении суток с момента подготовки их, а также при поступлении цистерн под налив с открытыми крышками люков дефекты внутренней поверхности котла устраняет грузоотправитель.

5.20. Налив нефтепродуктов осуществляется, как правило, по закрытой бесшланговой системе автоматизированных шарнирносочлененных или телескопиче ских устройств, оборудованных автоматическими ограничителями налива, обеспе чивающими предотвращение перелива цистерн, а также устройствами для гермети зации налива с отводом паров на регенерационную установку или газосборную си стему.

5.21. Освобождение от остатков нефтепродукта наливных устройств и кол лекторов должно проводиться с помощью дренажных трубопроводов и самовсасываю щих насосов или другим эффективным методом.

5.22. Работники перед наливом железнодорожных цистерн должны:

  • визуально определить степень загрязнения наружной и внутренней поверх

ности цистерны;

  • проверить отсутствие в цистернах посторонних предметов;
  • установить отсутствие внутри цистерн наличия мазеобразных отложений,

льда или воды;

  • установить наличие остатка нефтепродукта в котле цистерны; измерить ко

личество остатка нефтепродукта, определить его марку и соответствие наливае мому нефтепродукту;

  • проверить загрязненность (замазученность) колпака, крышки, рабочей пло

щадки и лестницы цистерны;

  • проверить техническое состояние шарнира крышки люка, спецлаза люка или

выступа крышки, наличие бензостойкой резиновой прокладки в спецлазе люка;

  • проверить техническое состояние гаекбарашков, обеспечивающих герметич

ность закрытия крышки колпака;

  • установить наличие заглушки патрубка нижнего сливного прибора, прижим

ного винта или скобы заглушки и проверить их техническое состояние;

  • проверить техническое состояние лестниц, крепления стенок, перил, по

ручней, ограждений и настила рабочих площадок.

Все отмеченные неисправности и недостатки оформляются актом по установ ленной форме.

5.23. Прием под налив железнодорожных цистерн осуществляется после от метки о проведении их технического осмотра.

Цистерны с неисправными сливными приборами, внутренними и наружными лестницами, крышками, гайкамибарашками, с течью сливного прибора, без про ушин на крышках для пломбирования, а также без резиновой прокладки подавать и использовать под налив запрещается.

5.24. Перед наливом или сливом необходимо проверить положение и техни ческое состояние запорной арматуры на продуктовых коммуникациях, а также ис правность всех сливоналивных устройств, плотность соединений телескопических труб или рукавов. Обнаруженная течь должна немедленно устраняться.

5.25. Под налив должны подаваться исправные цистерны, соответствующие наливаемому нефтепродукту. Подготовку цистерн под налив нефтепродуктов произ водит железная дорога или грузоотправитель за счет железной дороги по согла шению с соблюдением требований, предусмотренных типовым технологическим про цессом подготовки цистерн и стандартом.

5.26. При обнаружении течи в железнодорожной цистерне налив должен быть немедленно приостановлен до полного устранения неисправности. Если течь устранить невозможно, цистерна должна быть освобождена от налитого нефтепро дукта.

Ремонт цистерн на территории сливоналивной эстакады запрещается.

5.27. Налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны осуществляется под слой жидкости (затопленной струей) без разбрызгивания до установленного уровня наполнения с учетом возможного расширения от повышения температуры в пути следования.

Длина рукава с наконечником или трубы должна обеспечивать опускание их до дна цистерны.

Рукава на концах должны иметь наконечники, изготовленные из металла, исключающего возможность искрообразования при ударе о цистерну, и быть зазем лены медной проволокой диаметром не менее 2 мм или медным тросиком сечением не менее 4 кв. мм, обвитыми по рукаву снаружи с шагом витка не более 100 мм. Концы проволоки или тросика присоединяются к частям трубопровода и наконечни ку пайкой или болтовым соединением.

5.28. Во время налива необходимо внимательно следить за тем, чтобы внутрь цистерны не попали посторонние предметы и на поверхности нефтепродук тов не было плавающих предметов.

5.29. Налив отработанных нефтепродуктов в одиночные цистерны на нефте базах с грузооборотом от 50 тыс. тонн и выше должен производиться на специ альных наливных устройствах.

5.30. В целях избежания возможности замерзания высоковязких нефтепро дуктов в наливных коммуникациях следует осуществлять циркуляцию нефтепродукта по ним. Для обеспечения циркуляции подача насосов должна быть на 30% выше по сравнению с требуемой для налива. Возможна прокачка не застывающим нефтепро дуктом всех трубопроводов.

5.31. По окончании налива наливные устройства (рукава) должны вынимать ся из горловин люков цистерн только после стока из них нефтепродукта. После замера уровня нефтепродукта в цистерне крышка ее люка должна быть герметиче ски (на прокладках) закрыта. Крышку следует закрывать осторожно, без ударов.

5.32. Перед сливом цистерн следует проверить целостность пломб отправи теля с представителем железной дороги, затем проверить накладные и паспорта качества, отобрать пробы в соответствии со стандартом, измерив при этом плот ность, температуру и высоту наполнения.

5.33. Слив нефтепродуктов должен производиться, как правило, закрытым (герметичным) способом через нижние сливные приборы цистерны и установки ниж него слива. Допускается производить слив легковоспламеняющихся нефтепродуктов через горловину цистерны. Для слива нефтепродуктов с температурой вспышки выше 120 град. С и мазутов допускается использовать открытые сливные устрой ства межрельсовых или боковых коллекторов со съемными крышками.

5.34. В целях сокращения потерь от испарения при сливе длина нижнего звена сливного устройства должна обеспечивать его опускание в цистерну на расстояние не более 200 мм от нижней образующей котла цистерны.

5.35. Слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн должен осуще ствляться принудительным способом (при помощи насосов) или самотеком в прием ные резервуары.

Для слива бензинов с высокой упругостью паров, при использовании не самовсасывающих центробежных насосов для верхнего слива из железнодорожных цистерн или при малом перепаде отметок между уровнем жидкости в резервуаре и осью насоса должны использоваться устройства, обеспечивающие надежное всасы вание и полный слив нефтепродукта из железнодорожных цистерн (вакуумные насо сы, погружные насосы, эжекторы и т.п.).

5.36. При самотечном сливе в промежуточные заглубленные резервуары необходимо обеспечить одновременную откачку нефтепродукта из них в наземные резервуары. Промежуточные резервуары должны иметь вместимость, равную 75% суммарной вместимости одновременно сливаемых цистерн. Производительность откачки нефтепродукта из этих резервуаров должна составлять не менее 50% производительности их заполнения. При этом резервуар должен иметь защиту от перелива.

5.37. Время сливаналива маршрутов, групп и одиночных вагоновцистерн устанавливается исходя из технических характеристик сливоналивного оборудова ния.

5.38. В зависимости от вязкости и температуры застывания нефтепродукты по срокам, предоставляемым железной дорогой на разогрев и слив, делятся на четыре группы: I * 4 ч; II * 6 ч; III * 8 ч; IV * 10 ч.

5.39. Вязкие и застывающие нефтепродукты должны перевозиться в тепло изолированных цистернахтермосах или цистернах с паровой рубашкой. В случае перевозки вязких и застывающих нефтепродуктов в обычных ци стернах их подогревают при помощи переносных паровых змеевиков, электрических грелок и т.п.

5.40. Разогревать застывшие нефтепродукты в железнодорожных цистернах, а также в сливоналивных устройствах можно только паром, горячей водой, нагре тым нефтепродуктом (циркуляционный метод), песком или электронагревателями. Категорически запрещается применять для этой цели открытый огонь (костры, жа ровни, факелы, паяльные лампы и т.п.).

5.41. Паровые змеевики и электрические грелки должны включаться в рабо ту после погружения их в нефтепродукт на глубину не менее 50 см от уровня жидкости до верхней кромки подогревателя. Электрические грелки разрешается применять при подогреве нефтепродуктов с температурой вспышки не ниже 80 град. С.

5.42. Температура подогрева темных нефтепродуктов при хранении, а также при проведении сливоналивных операций должна быть ниже температуры вспышки нефтепродукта в закрытом тигле не менее чем на 35 град. С и не превышать 90 град. С. Температура нефтепродукта при подогреве должна контролироваться и фиксироваться в журнале.

5.43. Применение электрогрелок согласовывается с государственным энер гетическим и пожарными надзорами.

5.44. Во время подогрева необходимо следить, чтобы при повышении темпе ратуры нефтепродукта не произошло его выброса из цистерны.

5.45. На двусторонних эстакадах при сливеналиве легковоспламеняющихся нефтепродуктов (с температурой вспышки менее 61 град. С) подача маршрута на второй путь запрещается до окончания операции и принятия необходимых мер по уборке случайно пролитого нефтепродукта.

5.46. Любое перемещение железнодорожных цистерн на эстакадах должно быть обязательно согласовано с оператором участка (цеха) наливаслива нефте продуктов с целью тщательного осмотра готовности цистерн к перемещению.

5.47. Если нефтепродукт прибыл в несоответствующей цистерне (например, мазут, масло в цистерне с верхним сливом), по просьбе грузополучателя срок слива таких цистерн должен быть увеличен. Такие случаи оговариваются в дого воре нефтебазы с железной дорогой.

5.48. При подаче под слив цистерн с неисправными нижними сливными при борами получателю предоставляется дополнительное время для слива (выгрузки) нефтепродукта по согласованию с начальником станции.

5.49. О прибытии на нефтебазу слива нефтепродукта в несоответствующей цистерне или в цистерне с неисправным нижним сливным прибором составляется акт по установленной форме с участием грузополучателя.

5.50. Запрещается открывать неисправные нижние сливные приборы железно дорожных цистерн с помощью слесарных инструментов и приспособлений. В этом случае нефтепродукт должен сливаться только через верхнюю горловину цистерны.

5.51. Слив неисправных цистерн, как правило, следует производить на отдельно расположенных устройствах для верхнего или нижнего слива. В обосно ванных случаях разрешается сливные устройства для этих цистерн предусматри вать непосредственно на сливоналивной эстакаде.

5.52. При верхнем сливе неисправных цистерн с маловязкими низкозастыва ющими легковоспламеняющимися нефтепродуктами рекомендуется применять вакуум ную систему слива; при этом объем сборника должен быть не менее полного объема одной сливаемой железнодорожной цистерны.

5.53. Подача под слив и налив железнодорожных цистерн допускается толь ко после тщательной очистки железнодорожных путей от пролитых нефтепродуктов при сливе или наливе предыдущих цистерн. Разлитые во время сливоналивных опе раций нефтепродукты следует убрать, а зачищенные места засыпать песком.

5.54. В период, когда слив или налив нефтепродукта не производится, ци стерны не должны быть подсоединены к трубопроводам эстакады.

5.55. Слив и налив нефтепродуктов во время грозы запрещаются. Люки же лезнодорожных цистерн при грозе должны быть закрыты.

5.56. Работникам, не связанным со сливоналивными операциями, находиться в зоне слива и налива нефтепродуктов запрещается.

5.57. Технологические процессы приема и отпуска нефтепродуктов из неф теналивных судов включают операции по сливу и наливу нефтепродуктов, бунке ровки судов топливом и маслами, прием балластных, льяльных вод, а также вы полнение вспомогательных операций, связанных с грузовыми работами по погрузке и выгрузке.

5.58. Нефтеналивные суда, прибывающие под сливналив, подготавливаются к погрузке нефтепродуктов в соответствии с требованиями стандарта и иметь градуировочные таблицы на грузовые танки.

5.59. По степени огнеопасности нефтепродукты, перевозимые на танкерах, подразделяются на три разряда: с температурой вспышки 28 град. С и ниже; от 28 град. С до 65 град. С; 65 град. С и выше.

5.60. Для перевозки нефтегрузов используются суда двух категорий: суда, перевозящие нефтегрузы с температурой вспышки до 45 град. С включительно, и суда, перевозящие нефтегрузы с температурой вспышки выше 45 град. С.

5.61. При сливе и наливе нефтепродуктов с температурой вспышки паров 120 град. С и ниже должны применяться закрытые сливоналивные устройства. Для нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 120 град. С и мазутов допус кается негерметизированная погрузкавыгрузка судов.

5.62. Погрузка и выгрузка судов производится через стационарные или плавучие, а при необходимости * и бункеровочные причалы. На закрытых от вол нения рейдах сливоналивные операции могут производиться на беспричальных устройствах через подводные трубопроводы.

5.63. В зависимости от конструкции причала, габаритов судов, скорости течения воды причалы должны иметь боковые заграждения и устройства сбора неф тепродуктов с поверхности водоемов.

5.64. Для определения возможности сливаналива нефтепродуктов при швартовавшееся нефтеналивное судно тщательно осматривают представители паро ходства, нефтебазы и ведомственной пожарной охраны (либо лицо, ответственное за пожарную безопасность нефтебазы).

5.65. В случае, когда судно в следующем рейсе предназначается под неф тепродукт, налив которого требует специальной подготовки судна (удаление остатка, промывка, дегазация и т.п.), то такая подготовка (зачистка) произво дится грузовладельцем и пароходством. Объем и перечень работ по зачистке устанавливаются в договорах.

5.66. При операциях сливаналива нефтепродуктов из нефтеналивных судов обслуживающий персонал по указанию ответственного работника нефтебазы должен:

  • до погрузки судов проверить подготовленность грузовых танков в соответ

ствии со стандартом;

  • до выгрузки судов проверить паспорта качества, отобрать пробы нефтепро

дукта в соответствии со стандартом и провести их анализ; измерить уровень наполнения и плотность нефтепродукта, а также уровень слоя подтоварной воды в наливных судах и рассчитать массу поступившего нефте продукта;

  • провести контрольные измерения массы нефтепродукта в резервуарах, под

готовленных для сливоналивных операций, а также убедиться в исправности обо рудования этих резервуаров;

  • определить шлангующие устройства для подсоединения к судну;
  • подготовить насосы и трубопроводы согласно технологической схеме пере

качки;

  • по окончании сливаналива произвести зачистку шлангующих устройств и

коммуникаций;

  • по окончании сливаналива закрыть задвижки на трубопроводах и дать рас

поряжение на отсоединение шлангующих устройств и приведение их в исходное по ложение.

  • К операциям по сливуналиву судна можно приступить после проверки от

ветственным работником предприятия выполнения его указаний по подготовке к данным операциям.

5.67. Стояночное время наливных судов под сливом или наливом исчисляет ся в соответствии с действующими судовыми нормами погрузки и выгрузки, уточненными для каждого конкретного бассейна. Эти нормы должны учитывать диа метры и длины трубопроводов, геодезические отметки (резервуарсудно), типы судов и безопасные скорости перекачки нефтепродуктов.

5.68. Количество сливоналивных устройств (стендеров), их взаимное рас положение и специализация должны соответствовать ассортименту нефтепродуктов и обеспечить выполнение судочасовых норм сливаналива на предприятиях пятой группы с коротким навигационным периодом (2 * 3 недели). Операции по сливу (наливу) на плавучих причалах допускается производить через шлангующие устройства с резинотканевыми рукавами.

5.69. Шлангующие устройства, подаваемые с берега, присоединяет экипаж судна, а устройства, подаваемые с судна на берег, * работники причала. Эти условия сохраняются при необходимости присоединения сливного (наливного) тру бопровода нефтеналивного судна или плавучих перекачивающих станций к шлангую щему устройству. Наблюдение за трубопроводами до причала входит в обязанности вахтенного персонала наливных судов и плавучих перекачивающих станций.

5.70. Присоединительные устройства должны быть оборудованы предохрани тельными устройствами, исключающими их самопроизвольное отсоединение от судна в процессе слива (налива) при выходе судна из зоны обслуживания наливного устройства.

5.71. На причалах должны находиться специальные приспособления для на дежного заземления трубопроводов и судна.

5.72. Монтаж, демонтаж или ремонт составных частей автоматизированных сливоналивных систем на стационарных причалах должны производиться с помощью грузоподъемных средств.

5.73. Швартовка судов с нефтепродуктами, температура вспышки которых 28 град. С и ниже, к причалам должна производиться только неметаллическими канатами. Допускается использование металлических тросов, при этом рабочие места палубы и битенги швартовых кнехтов должны быть покрыты настилами или изолиру ющими материалами, предотвращающими искрообразование. Прием и отдача шварто вых концов должны обеспечиваться владельцем причала.

5.74. Нефтебаза до начала налива нефтепродуктов в судно передает руко водителю судна сведения о наименовании нефтегруза, его температуре, темпера туре вспышки, плотности и количестве, без чего капитан не имеет права прини мать нефтегруз. Капитан, принявший нефтегруз к перевозке, при необходимости может тре бовать проверки (путем анализа) правильности сделанного грузоотправителем со общения.

5.75. Слив и налив нефтепродуктов в водный транспорт (танкеры, нефтена ливные суда, баржи) у причалов производится или средствами нефтебазы, или бортовыми средствами водного транспорта.

5.76. Вязкие и высоковязкие нефтепродукты при сливеналиве речных судов должны иметь температуру, обеспечивающую выполнение установленных норм пере грузочных работ в пунктах сливаналива, но не выше 70 град. С.

5.77. Температура нефтепродуктов при наливе в морской танкер должна быть ниже температуры вспышки не менее чем на 5 град. С. В противном случае любой нефтепродукт следует относить к первому разряду.

5.78. Запрещается налив в морской танкер горючих нефтепродуктов, имею щих температуру выше 65 град. С. Прием на судно горючих нефтепродуктов тяже лых сортов (мазута, автола, нигрола) в Каспийском бассейне допускается при температуре, во время налива не превышающей 80 град. С для мазута, 70 град. С для автола и нигрола.

5.79. Запрещается сливать нефтепродукты первого разряда из судов непо средственно в вагоныцистерны и обратно. Запрещается налив нефтепродуктов в суда непосредственно из магистраль ных нефтепродуктопроводов.

5.80. В случае определения массы нефтепродукта при наливе по измерениям в судне пробы отбирают из судна, при определении массы нефтепродукта по изме рениям в береговых резервуарах пробы отбирают из резервуаров, а при определе нии массы по узлам учета (в составе со счетчиком) пробу отбирают автоматиче скими или неавтоматическими пробоотборниками, установленными на технологиче ском трубопроводе. Из отобранных в соответствии со стандартом проб составляют среднюю про бу и разливают в три (при экспорте груза * в пять) стеклянные емкости, на ко торые наклеивают этикетки за подписью представителей нефтебазы и пароходства. Одна емкость с пробой предназначается для анализа при приеме и сдаче, вторая передается для хранения (на случай арбитражного анализа) в лабораторию нефтебазы, а третья вручается капитану (шкиперу) судна для передачи грузопо лучателю.

5.81. При сливе нефтепродуктов из судов измеряют уровень в танках судна до и после опорожнения.

5.82. Отобранные из судна согласно стандарту пробы представители паро ходства и грузополучателя опечатывают и хранят на нефтебазе до окончательной сдачи груза вместе с капитанской пробой, отобранной в пункте отправления. Пробы используются в случае необходимости для анализов с участием представи теля пароходства или нейтральной лаборатории при разногласиях по качеству сдаваемого нефтегруза.

5.83. Если в лаборатории установят, что качество нефтепродукта не соот ветствует действующему нормативному документу, нефтепродукт необходимо слить в отдельный свободный резервуар. На нефтебазах, где нет лаборатории, нефтепродукты принимают на основа нии паспорта качества, направленного грузоотправителем, после определения цвета (визуально) и плотности нефтепродукта.

5.84. Если судно с нефтепродуктом прибыло под слив в аварийном, грузо течном или водотечном состоянии, грузополучатель принимает нефтепродукты только по измерениям в резервуарах независимо от того, каким способом опреде лялась масса нефтепродукта в пункте погрузки, с заявлением об этом паро ходству до слива.

5.85. При обнаружении в судне обводненных или загрязненных нефтепродук тов и подтоварной воды грузополучатель и пароходство обязаны принять меры, обеспечивающие выкачку и размещение таких нефтепродуктов в отдельных резер вуарах. В целях подготовки резервуаров капитан судна или диспетчер порта ин формирует предприятиегрузополучатель о таких случаях заблаговременно.

5.86. По требованию грузополучателя, предъявленному до начала слива, нефтегрузы сдаются с проверкой массы при участии представителя пароходства в следующих случаях:

  • если нефтепродукты подогреваются до и в течение слива с помощью пере

носных систем, в том числе "острым паром", или судовой стационарной, но неис правной системой подогрева;

  • если в пункте отправления масса нефтепродукта в судне определялась с

участием пароходства;

  • если прибывшие в пункт назначения суда с нефтепродуктом имели в пути

перевалку или погрузку.

  • Если грузополучатель будет определять массу нефтепродукта способом

иным, чем в пункте отправления, нефтепродукты сдаются по документам пункта отправления.

5.87. В случае определения массы нефтепродукта при их приеме или отпус ке по замерам в резервуарах должны соблюдаться следующие требования:

  • резервуары и технологические трубопроводы должны иметь надлежащие

оформленные калибровочные таблицы с необходимыми поправками в соответствии с требованиями нормативных документов;

  • трубопровод, по которому производится перекачка, должен быть заполнен

однородным нефтепродуктом или опорожнен;

  • степень заполнения трубопровода проверяется с помощью воздушных и водо

спускных кранов. Задвижки смежных трубопроводов должны быть опломбированы пломбами пароходства;

  • резервуар, в который производится перекачка, должен быть сухим или с

остатком однородного нефтепродукта в количестве не более нормы согласно стан дарту.

5.88. Если нефтепродукты после выкачки из судна или при сдаче с опреде лением массы в резервуары окажутся нестандартными по содержанию воды и меха нических примесей и требуют отстоя, то измерительный люк, все краны и задвиж ки пломбируются пломбами пароходства на срок отстоя согласно таблице 5.1 (отсутствует).


5.89. В случае неисправности резервуаров, трубопроводов и задвижек, не возможности проверки заполнения трубопроводов, отсутствия или неправильного оформления градуировочных таблиц резервуаров и трубопроводов, отсутствия пломб на задвижках и резервуарах, а также при требовании грузополучателя сдать нефтепродукты до истечения сроков отстоя нефтепродукты сдаются по доку ментам пункта отправления.

5.90. Количество остатков нефтепродуктов в судах после слива во всех случаях определяется по замерам в танках судна совместно грузополучателем и пароходством и оформляется актом. При новом наливе нефтепродукта в судно ко личество и качество остатка в нем проверяются по требованию грузоотправителя.

5.91. В случае необходимости прокачки по трубопроводу воды до и после выгрузки нефтепродуктов средствами пароходства эта операция выполняется по письменному требованию грузовладельца и при положительных температурах возду ха.

5.92. При перевозке бензина в таре грузоотправитель в графе накладной "Наименование груза" должен указать "Бензин неэтилированный" или "Бензин эти лированный".

Перевозка этилированного бензина в таре допускается только с разрешения главного санитарного врача Российской Федерации на условиях, изложенных в этом разрешении.

5.93. На судах, перевозящих нефтепродукты второго и третьего разряда, при наличии деревянного настила допускается перевозка на палубе нефтепродук тов третьего разряда в таре:

  • в стальных бочках с герметичной укупоркой;
  • в прочных жестяных бидонах (с герметичными крышками или пробками), за

ключенных в деревянные клетки. Нефтепродукт в таре с нарушенной герметично стью к отгрузке не принимается.

5.94. Прием и отпуск затаренных нефтепродуктов первого и второго разря дов производят с особой осторожностью и под наблюдением администрации судна. Подъем и опускание груза необходимо производить плавно, без рывков и ударов тары друг о друга или о судно. При грузовых работах необходимо в ме стах возможных ударов прокладывать маты или щиты.

5.95. Лица, работающие на грузовой палубе при сливе или наливе нефте продуктов первого разряда, должны быть обеспечены обувью на деревянных шпиль ках или с пришитыми подошвами или галошами.

5.96. Обслуживающему персоналу причала и судна необходимо вести посто янное наблюдение за ходом погрузки и выгрузки.

5.97. Нефтебазы получают нефтепродукты от магистральных нефтепродукто проводов по отводящим распределительным трубопроводам. Распределительные трубопроводы и находящийся в них нефтепродукт до вы ходной задвижки на территорию нефтебазы принадлежат магистральному трубопро воду.

5.98. Требования к организации и порядку приемасдачи, учету нефтепро дуктов, поступающих на нефтебазы по отводам магистральных нефтепродуктопрово дов, установлены "Правилами сдачи нефтепродуктов на нефтебазы, АЗС и нефтеба зы по отводам магистральных нефтепродуктопроводов".

5.99. По окончании приемки (сдачи) нефтепродуктов задвижки на распреде лительном трубопроводе пломбируются пломбами магистрального нефтепродуктопро вода.

5.100. Управление магистральных нефтепродуктопроводов (УМНПП) состав ляет и утверждает карту технологических режимов работы ответвлений, в которой указывается производительность сброса нефтепродуктов по ответвлениям, давле ние в характерных точках ответвления, номинальные плотности и вязкости нефте продуктов, порядок переключения резервуаров при приеме нефтепродукта, техно логические схемы предприятий распределителей и потребителей нефтепродуктов.

5.101. О всех изменениях в технологической схеме нефтебазы сообщается ее руководством в соответствующие районные УМНПП.

5.102. При последовательной перекачке нефтепродуктов в целях их мини мального смешения следует подбирать нефтепродукты, близкие по физикохимиче ским свойствам. Температура бензинов при перекачке по магистральным нефтепродуктопрово дам должна быть не выше 30 град. С, керосинов и дизельных топлив * не выше 40 град. С.

5.103. Отводящие распределительные трубопроводы так же, как и маги стральный нефтепродуктопровод, должны быть оборудованы устройствами контроля за их техническим состоянием, а также средствами автоматизации и механизации, обеспечивающими редуцирование давления нефтепродукта, ручное, местное и ди станционное закрытие запорной арматуры с диспетчерского пункта магистрального трубопровода или предприятия в случае утечек нефтепродукта из трубопровода.

5.104. Отпуск нефтепродуктов в автоцистерны производится через системы автоматизированного налива, автомобильные эстакады и одиночные стояки.

5.105. Для налива нефтепродуктов в автомобильные цистерны, прицепы и полуприцепы должны применяться специальные, в том числе автоматизированные устройства верхнего и нижнего налива.

5.106. Для предотвращения гидравлических ударов и проявлений статиче ского электричества наливное устройство следует оснащать оборудованием, обес печивающим подачу нефтепродукта с пониженной производительностью в начальной и завершающей стадиях налива.

5.107. Налив нефтепродуктов в автоцистерны необходимо производить без разбрызгивания, под слой жидкости, что достигается опусканием наливных рука вов и труб до дна цистерны. Рукава на концах должны иметь наконечники, изго товленные из металла, исключающего возможность искрообразования при ударе, и быть заземлены.

5.108. Количество отпускаемого в автоцистерну нефтепродукта следует определять взвешиванием на автомобильных весах или при помощи счетчиков жид кости или по номинальной вместимости цистерн (по планку). Грузоподъемность автомобильных весов должна обеспечить взвешивание всех типов автоцистерн.

5.109. Используемые счетчики и фильтры должны соответствовать условиям их применения по давлению, вязкости нефтепродуктов, производительности и дру гим данным.

5.110. Автомобильные цистерны, подаваемые под налив нефтепродуктов, подготавливаются в соответствии с требованиями стандарта.

5.111. Соединительные трубопроводы от раздаточных резервуаров до налив ных устройств должны быть раздельными для каждой марки нефтепродукта, отгру жаемого в автотранспорт. Последовательная перекачка по ним не допускается.

5.112. Должностные лица нефтебазы перед наливом в цистерну легковоспла меняющегося нефтепродукта проверяют исправность искрогасителя на автомобиль ной цистерне, заземляющего устройства, наличие двух огнетушителей, ящика с сухим песком и лопаты. Цистерна оснащается знаком опасности согласно стандарту. Автоцистерны заземляются цепью длиной 100 * 200 мм.

5.113. Сливоналивные устройства автоцистерн должны быть исправными; люки должны быть снабжены стойкими к нефтепродуктам прокладками и не допус кать выплескивания и подтеканий нефтепродуктов при транспортировании.

5.114. Неисправные и неукомплектованные пожарным инвентарем автоцистер ны к наливу нефтепродуктом не допускаются.

5.115. Для обеспечения правильного пользования системами налива водите ли автоцистерн должны пройти на станции налива инструктаж.

5.116. Налив нефтепродуктов в автоцистерны осуществляется при неработа ющем двигателе. Допускается налив при работающем двигателе в условиях отрица тельных температур.

5.117. Автоцистерны с нефтепродуктами пломбируются предприятием в соот ветствии с действующими правилами перевозок. Пломбированию подлежат автоци стерны, прицепы и полуприцепы, в которых перевозится нефтепродукт. Места пломбирования устанавливаются в зависимости от конструкции автоцистерны.

5.118. В целях предотвращения загрязнения окружающей среды наливные устройства должны иметь дренажную систему с каплеуловителем для возможного слива остатка нефтепродуктов из наливных устройств после окончания операций налива.

5.119. Отпуск нефтепродуктов в тару (бочки, бидоны и т.п.) следует производить через разливочные, расфасовочные или раздаточные отделения.

5.120. На нефтебазах I * IV групп отпуск этилированных, легковоспламе няющихся и горючих нефтепродуктов должен производиться в отдельных зданиях (помещениях) или на отдельных площадках. На нефтебазах V группы отпуск этих нефтепродуктов можно осуществлять в одном здании при условии разделения поме щений стеной, выполненной из несгораемых материалов.

5.121. Подача нефтепродуктов к раздаточным устройствам может осуще ствляться самотеком или с помощью насосов, оборудованных предохранительными клапанами, срабатывающими при повышении давления в трубопроводе при прекраще нии отпуска.

5.122. При наливе нефтепродуктов в мелкую тару необходимо выполнять следующие требования:

  • металлическая, деревянная, полиэтиленовая тара (бидоны, барабаны, ящи

ки, банки и т.п.) должна соответствовать действующим стандартам или техниче ским условиям и обеспечивать сохранность качества нефтепродуктов; тара перед наливом должна быть чистой и сухой (в случае необходимости ее пропаривают, моют, сушат);

  • деревянные бочки и ящики, металлофанерные и фанерные бидоны и барабаны,

служащие для разовой перевозки нефтепродуктов, должны быть новыми и чистыми; непосредственно перед наливом тару осматривают внутри с помощью све тильника во взрывозащищенном исполнении и при обнаружении посторонних предме тов, грязи бракуют;

  • после налива нефтепродукта тару плотно закрывают пробками.

5.123. Наливать легковоспламеняющиеся нефтепродукты следует только в металлическую тару, пробки которой завинчиваются и отвинчиваются специальными ключами, изготовленными из материалов, не дающих искр.

5.124. Допускается налив легковоспламеняющегося нефтепродукта в бочки, установленные на специально оборудованных автомашинах, при условии выполнения следующих требований:

  • налив должен производиться на площадках отпуска нефтепродуктов, имеющих

твердое покрытие и расположенных не ближе чем в 30 м от резервуарных парков; налив производится в бочки, установленные в кузове только одного авто мобиля, в исключительных случаях * на двух автомобилях, если наливные устрой ства расположены друг от друга на расстоянии не ближе 15 м; глушитель автомобиля, в кузове которого установлены бочки, должен быть выведен под двигатель или радиатор;

  • автомобиль, поданный под налив нефтепродуктов в бочки, должен быть

установлен на расстоянии 5 * 7 м от счетчиков; во время налива двигатель дол жен быть выключен; на заправочных площадках должен быть трос или штанга для отбуксировки автомобиля в случае пожара;

  • оператор должен наливать нефтепродукты при помощи наливного рукава,

оборудованного краном "Автостоп", который следует заземлять;

  • после налива необходимо перекрыть наливные устройства и кран у счетчи

ков, рукав с пистолетом убрать в специально предназначенное место, бочки, за литые нефтепродуктом, закрыть пробками с прокладками.

5.125. Затаренные легковоспламеняющиеся жидкие, затвердевшие нефтепро дукты и горючесмазочные материалы хранятся в специально оборудованных здани ях под навесом и на открытых площадках.

5.126. Обслуживающий персонал должен:

  • знать схемы размещения оперативных площадок и безошибочно выполнять

операции отпуска нефтепродуктов потребителям;

  • следить за соблюдением схемы движения автотранспорта в оперативной зоне

в соответствии с требованиями пожарной безопасности;

  • выполнять все требования по уходу за счетчиками, весами, масло* и топ

ливораздаточными колонками, специальными расфасовочными установками, линиями затаривания и т.п. в соответствии с паспортами и инструкциями по их эксплуа тации;

  • применять средства механизации при выполнении погрузочноразгрузочных

работ с тарными грузами;

  • хранить тарные грузы (бочки, бидоны, ящики и др.) согласно требованиям

пожарной безопасности и настоящих Правил.

5.127. В состав технологических трубопроводов входят внутрибазовые неф тепродуктопроводы, соединительные детали трубопроводов, запорная, регулирую щая и предохранительная арматура, узлы учета и контроля, фильтрыгрязеулови тели и другие устройства.

5.128. Технологическая схема трубопроводов нефтебаз должна предусматри вать возможность выполнения всех основных и вспомогательных операций по пере качке нефтепродуктов (сливналив, прием из нефтепродуктопроводов, внутрибазо вую перекачку, удаление отстоя, опорожнение и зачистка резервуаров и т.п.), а также возможность перекачки нефтепродукта из одного резервуара в другой в случае необходимости или аварии.

5.129. Технологическая схема трубопроводов должна обеспечивать предот вращение смешения, загрязнения, обводнения и потерь нефтепродуктов при соблю дении установленных правил пожарной безопасности, охраны окружающей среды и охраны труда.

5.130. Диаметры технологических трубопроводов должны обеспечивать мак симальную производительность перекачки нефтепродуктов с учетом выполнения установленных норм времени сливаналива транспортных средств.

5.131. Перекачка различных нефтепродуктов по технологическим трубопро водам должна производиться в соответствии со стандартом и нормами технологи ческого проектирования нефтебаз.

5.132. При перекачке на нефтебазе по одним трубопроводам нефтепродуктов следует руководствоваться физикохимическими показателями этих нефтепродуктов по действующим стандартам и техническим условиям.

5.133. Перед каждой перекачкой трубопроводы следует тщательно осматри вать, а выявленные дефекты немедленно устранять. При осмотрах необходимо осо бое внимание обращать на состояние опор, их исправность и правильное положе ние труб во избежание опасного провисания и деформации, могущих вызвать ава рии и утечку нефтепродукта. Компенсаторы, шарнирные соединения должны иметь свободное движение и обеспечивать герметичность.

5.134. При перекачке нефтепродуктов за трубопроводами должно быть уста новлено наблюдение. Нельзя допускать превышения установленного для данного трубопровода давления. Запрещается эксплуатация трубопроводов, предназначенных для перекачки нефтепродуктов, при наличии хомутов.

5.135. Запрещается оставлять открытой запорную арматуру на неработающих трубопроводах. Выключенные из технологической схемы трубопроводы должны быть заглушены.

5.136. Во избежание гидравлического удара и аварии трубопровода задвиж ки, краны, вентили нужно открывать и закрывать плавно.

5.137. После проведения измерений, оперативного переключения или осмот ра арматуры и устройств, расположенных в колодцах, крышки последних следует немедленно закрывать. Для их открытия и закрытия не допускается применять ломы, трубы и другие предметы, которые могут вызвать искрообразование или по ломку.

VI. Хранение нефтепродуктов[править]

6.1. Хранение нефтепродуктов в резервуарах осуществляется в соответ ствии с требованиями стандартов. Выбор резервуара обосновывается техникоэкономическими расчетами в за висимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом мак симального снижения потерь нефтепродукта от испарения при хранении.

6.2. Нефтепродукты каждой марки должны храниться в отдельных, предна значенных для них исправных резервуарах. Особое внимание при эксплуатации ре зервуаров должно быть уделено техническому состоянию резервуаров (герметич ность, толщина стенки и днища резервуара, отклонения наружного контура днища от горизонтали и образующих стенки резервуара от вертикали) и установленного на резервуарах оборудования, а также устройств молниезащиты и по защите от статического электричества.

6.3. Для хранения бензинов с целью сокращения потерь от испарения сле дует применять резервуары с защитными покрытиями (понтонами, плавающими кры шами и др.) или оборудованные газовой обвязкой. Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающими крышами.

6.4. На нефтебазах, наливных и перекачивающих станциях должны быть со ставлены технологические схемы с отображением всех трубопроводов, запорноре гулирующего оборудования, контрольноизмерительных приборов, насосов, заглу шек, продувочных кранов, компенсаторов, приемораздаточных устройств с при своением номера каждому элементу технологической схемы.

6.5. Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных уста новках, трубопроводных, коммуникациях, расположении арматуры, должны вносить ся в технологическую схему и доводиться до сведения обслуживающего персонала нефтебазы. Изменение действующих технологических схем без соответствующего согласования запрещается.

6.6. Резервуары должны иметь исправные запорные устройства и люки с прокладками, стойкими к нефтепродуктам и обеспечивающими герметичность.

6.7. Измерение массы, уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства с помощью измерительных устройств и сни женных пробоотборников, предусмотренных проектами и допущенных к использова нию в установленном порядке.

6.8. Для сокращения потерь от испарения нефтепродуктов необходимо:

  • обеспечить полную герметизацию крыши;
  • поддерживать давление в резервуаре, равное проектному;
  • осуществлять перекачку легко испаряющихся нефтепродуктов из резервуара

в резервуар только при крайней необходимости, по возможности в ночное время;

  • максимально заполнять резервуар при хранении легко испаряющихся нефте

продуктов;

  • окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми

эмалями и красками;

  • применять теплоизоляцию поверхности резервуара, предназначенного для

хранения застывающих нефтепродуктов.

6.9. Эксплуатация и обслуживание понтонов производятся в соответствии с технической документацией на понтоны и инструкциями по их эксплуатации.

6.10. Производительность наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыха тельных, а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

6.11. При наполнении и опорожнении резервуаров с металлическими понто нами или плавающими крышами скорость подъема и опускания понтона или плаваю щей крыши не должна превышать для резервуаров:

  • 700 м3 и менее * 3,5 м/ч;
  • более 700 м3 * 6 м/ч.
  • При этом скорость сдвига (вращение по горизонтали) понтона или плаваю

щей крыши для резервуаров 700 м3 и менее не должна превышать 2,5 м/ч. Допустимая скорость подъема понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической документации на понтон.

6.12. При хранении нефтепродуктов в резервуарах не допускается наличие подтоварной воды выше минимального уровня, обеспечиваемого конструкцией устройства для дренажа воды (порядка 25 мм от днища резервуара).

6.13. При отрицательных температурах следует по мере необходимости сли вать подтоварную воду из резервуара, а сифонный кран промывать хранящимся нефтепродуктом и поворачивать в боковое положение.

6.14. Застывающие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, обору дованных теплоизоляцией и средствами обогрева, обеспечивающими сохранение ка чества нефтепродуктов и пожарную безопасность.

6.15. При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой (ГУС) запрещается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными, а также с этилированными и неэтилированными бензинами.

6.16. Для обеспечения эффективной работы ГУС необходимо:

  • обеспечить синхронность процесса наполнения и опорожнения резервуаров

по времени и производительности;

  • поддерживать полную герметичность системы;
  • регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения, проверять исправность дыхательной арматуры резервуара;
  • систематически спускать конденсат из трубопроводов газовой обвязки в

сборник с дальнейшей его откачкой;

  • утеплять дренажные устройства и в зимнее время предохранять их от снежных заносов.

6.17. При необходимости вывода из эксплуатации резервуара, включенного в ГУС, или заполнения его нефтепродуктом другого сорта следует отключить его от газовой обвязки, закрыв задвижку на газопроводе.

6.18. При смене марок нефтепродуктов подготовка к заполнению резервуа ров должна соответствовать требованиям стандарта.

6.19. Территория резервуарного парка своевременно очищается от мусора, сухой травы и листьев. Места разлива нефтепродуктов следует зачищать путем снятия слоя земли до глубины, на 1 * 2 см превышающей глубину проникновения нефтепродуктов в грунт. Загрязненный нефтепродуктами грунт удаляют в специ ально отведенное место, а образовавшуюся выемку засыпают свежим грунтом или песком. Запрещается складировать горючие материалы на территории резервуарного парка. Ямы и траншеи, вырытые при ремонтах, должны быть ограждены, а в ночное время * освещены. По окончании работ эти ямы должны быть засыпаны.

6.20. Подогрев вязких и застывающих нефтепродуктов производят при про ведении технологических операций по приему, отпуску и регенерации нефтепро дуктов с целью увеличения их текучести и уменьшения гидравлического сопротив ления при перекачке.

6.21. Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах не должна пре вышать 90 град. С и должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов в закрытом тигле не менее чем на 35 град. С. За температурой подогрева нефте продуктов должен быть установлен постоянный контроль.

6.22. Для подогрева используют водяной насыщенный пар, перегретую пром теплофикационную воду или электроэнергию.

6.23. Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначе ния и принципа действия. В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов:

  • стационарные и переносные;
  • общие и местные;
  • трубчатые, циркуляционного подогрева;
  • паровые, электрические и др.

6.24. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круг логодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки па ров выше 45 град. С.

6.25. Для подогрева вязких нефтепродуктов в вертикальных резервуарах используются, как правило, стандартные секционные трубчатые подогреватели, а в горизонтальных резервуарах * змеевиковые подогреватели.

6.26. Подогреватели должны: обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для необходимой производительности перекачки; обеспечивать экономное расходование пара и электроэнергии; быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

6.27. Вязкие нефтепродукты подогревают в железнодорожных цистернах и в резервуарах до температуры, при которой обеспечиваются минимальные затраты на подогрев и перекачку. Выбор исходных данных для определения оптимальной тем пературы подогрева зависит от конкретных условий сливаналива, температуры нефтепродукта и окружающей среды, а также от свойств нефтепродукта и т.п.

6.28. При самотечном сливеналиве нефтепродуктов оптимальная температу ра подогрева определяется исходя из условий обеспечения сливаналива железно дорожных и автомобильных цистерн, судов в установленные сроки.

6.29. При принудительном сливе и наливе оптимальная температура подо грева выбирается исходя из условия обеспечения всасывания насоса и минималь ных затрат на подогрев и перекачку.

6.30. За оптимальную температуру подогрева нефтепродукта при наливе ав тоцистерн принимается такая температура, при которой слив его в пункте назна чения возможен без подогрева.

6.31. При комбинированном способе подогрева оптимальной температурой подогрева считается такая, которая обеспечивает самотечное заполнение транс портных средств в установленное время (при суточной реализации данного вида нефтепродукта более 3 т).

6.32. При нагреве нефтепродукта с помощью стационарных секционных паро подогревателей давление насыщенного пара не должно превышать 0,4 МПа, а с по мощью переносных * 0,3 МПа.

6.33. В экстренных случаях, при необходимости подогрева высоковязких нефтепродуктов (главным образом топочных мазутов в железнодорожных цистернах и нефтеналивных судах) допускается их подогрев "острым паром". В этих случаях насыщенный водяной пар инжектируется через перфорированные трубы непосред ственно в нефтепродукт и конденсируется, сообщая ему необходимое тепло. Обводненный нефтепродукт в дальнейшем должен подвергаться обезвожива нию.

6.34. Подогрев нефтепродуктов в резервуарах насыщенным паром или пере гретой водой осуществляется стационарными или переносными подогревателями, а также устройствами циркуляционного подогрева и размыва.

6.35. Для слива вязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн пред почтителен циркуляционный способ подогрева с использованием специальных ста ционарных теплообменников, установленных за пределами железнодорожной эстака ды. При применении переносных пароподогревателей целесообразно предусматри вать коллектор насыщенного пара с отводами к каждой цистерне. На отводах обя зательна установка запорной арматуры.

6.36. Во избежание гидравлических ударов пароподогреватели перед пуском в них пара должны быть освобождены от воды (конденсата). Пуск пара осуще ствляют путем постепенного и плавного открытия паропропускных вентилей. При пуске пара в змеевики резервуаров все трубки для выпуска конденсата должны быть открыты.

6.37. С целью контроля за герметичностью пароподогревателей и предот вращения обводнения нефтепродукта необходимо постоянно наблюдать за чистотой вытекающего конденсата.

6.38. Конденсат от пароподогревателей, имеющий удовлетворительное каче ство, необходимо возвращать на внутрибазовые сети конденсаторов. Загрязненный конденсат, очистка которого невозможна, следует охлаждать с последующим сбросом в производственную канализацию.

6.39. Основными технологическими операциями с применением электроподо грева на нефтебазах являются:

  • слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн, перекачка нефтепродук

тов по трубопроводам;

  • хранение нефтепродуктов в резервуарах;
  • налив нефтепродуктов в автоцистерны, бочки и т.д.

6.40. Для подогрева вязких нефтепродуктов при сливе из железнодорожных вагоновцистерн применяют специальные подогревающие устройства.

6.41. При комплексном электроподогреве фронт слива вязких нефтепродук тов оснащают грелками железнодорожными и установками нижнего слива с электро подогревом. Слив производится в следующем порядке:

  • через люк в цистерну погружают грелку железнодорожную и после полного

погружения и раскладывания секций включают ее;

  • к патрубку нижнего сливного прибора цистерны присоединяют установку

нижнего слива с электроподогревом;

  • открывают сливной прибор цистерны, при заполнении которого нефтепродук

том включают обогрев установки нижнего слива с помощью гибких электронагрева телей;

  • при уровне нефтепродукта 600 * 700 мм над электрогрелкой слив временно

прекращают, отключают обогрев установки нижнего слива и гибкие нагреватели, обогревающие трубопроводы;

  • остаток нефтепродукта разогревают до температуры, обеспечивающей его

полный слив без последующей зачистки цистерны;

  • остаток нефтепродукта сливают с выключенной грелкой, но с включенными

нагревателями установки нижнего слива и гибкими нагревателями, обогревающими трубопроводы.

6.42. Подогрев нефтепродуктов может осуществляться следующими способа ми: общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов. Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара. За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю темпера туру наиболее холодной пятидневки.

6.43. Общий электроподогрев применяют, если объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30% вместимости резервуара. При этом подогре вают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.

6.44. Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефте продукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной каме ре, оборудованной в резервуаре. Объем камер принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта. Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1 * 2 т в сутки до статочно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

6.45. Комбинированный способ заключается в том, что нефтепродукт снача ла подогревают в основном резервуаре до температуры, обеспечивающей самотеч ный переток в промежуточный резервуар.

  • Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому тру

бопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода дол жен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электро подогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.

  • Объем промежуточных резервуаров принимается равным максимальной суточ

ной реализации нефтепродукта. Промежуточный резервуар должен быть теплоизоли рован.

  • Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации

данного нефтепродукта более 3 т.

6.46. Для подогрева нефтепродуктов в резервуарах применяют специальные подогревающие устройства.

6.47. Для разогрева или компенсации теплопотерь трубопроводов и различ ного технологического оборудования применяют элементы нагревательные гибкие ленточные.

6.48. Гибкие нагреватели должен обслуживать слесарьэлектрик, прошедший инструктаж по охране труда при работах, связанных с обслуживанием электрона гревательного оборудования. Персонал, обслуживающий средства комплексного электроподогрева вязких нефтепродуктов, должен знать схему питания нагревателей и схему регулирования температуры; строго соблюдать режим работы нагревателя, не допуская превыше ния заданной температуры, знать и соблюдать правила охраны труда, уметь опре делять неполадки в работе нагревателя.

6.49. Во время работы системы электроподогрева обслуживающий персонал следит за температурой с помощью приборов регулирования и контроля, не допус кая перегрева, при обнаружении неисправностей в системе электронагревателя немедленно принять меры по их устранению. В случае перегрева или других неисправностей должно быть немедленно от ключено электропитание. Включение электроподогрева допускается только после полного устранения неисправностей.

6.50. При эксплуатации систем электроподогрева запрещается:

  • производить работы на установке, находящейся под напряжением, за исклю

чением особых случаев, связанных с контрольноизмерительными и поверочными операциями;

  • включать погружные нагреватели без блокировочного устройства;
  • включать нагревательные устройства с сопротивлением изоляции ниже нор

мы;

  • производить электромонтажные работы без средств защиты от атмосферных

осадков;

  • включать нагревательные устройства без защитного заземления, включать

неисправную систему электроподогрева и нагреватели с нарушенными герметизиру ющими покрытиями или изоляцией выводов;

  • ремонтировать, сматывать и устанавливать гибкие ленточные нагреватели,

находящиеся под напряжением.

6.51. В зависимости от физикохимических свойств нефтепродуктов для их обезвоживания применяют отстаивание, отстаивание с подогревом, отстаивание с подогревом и с использованием деэмульгаторов, продувку воздухом, выпаривание под давлением или под вакуумом, центрифугирование.

6.52. Наиболее эффективным способом обезвоживания высоковязких мазутов является термохимический способ обезвоживания в резервуарах с применением по верхностноактивных веществ (ПАВ) * деэмульгаторов. Наиболее эффективным деэмульгатором для обезвоживания мазутов и мазут ных зачисток является кальцинированная сода зачистки * это отходы нефтепро дуктов, которые образуются в результате очистки и отмывки резервуаров и транспортных емкостей (резервуаров, речных и морских нефтеналивных судов, же лезнодорожных цистерн).

6.53. Отстой воды и загрязнений (механических примесей) в смазочных маслах и мазутах эффективен только при нагреве до 70 * 90 град. С. При нагре ве выше 100 град. С возможно вскипание воды, находящейся в нефтепродукте. Отстой необходимо производить при выключенных подогревателях.

6.54. Обезвоживание масел отстоем при повышенной температуре можно при менять не для всех сортов масел, т.к. при высоких температурах кислотное чис ло может повыситься сверх нормы. Запрещается обезвоживание (осветление) этим методом масел типа трансформаторных и турбинных.

6.55. Обезвоживание масел продувкой воздухом можно применять по соот ветствующей инструкции в тех случаях, когда кислотное число выше 0,15 мг КОН на 1 г масла.

6.56. Для обезвоживания нефтепродуктов на предприятии необходимо иметь специальное оборудование * отстойники периодического действия, вертикальные цилиндрические резервуары с коническим дном, горизонтальные с промежуточными ярусами, с наклонными перегородками, вертикальные с коническими тарелками, многоярусные с промывкой осадка и др.

6.57. Хранение нефтепродуктов в таре осуществляют в специально оборудо ванных складских зданиях, под навесом и на открытых площадках. Способ хране ния принимают в зависимости от климатических условий, физикохимических свойств хранимых нефтепродуктов, вида тары.

Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов с температурой вспышки 45 град. С и ниже, а также нефтепродуктов в деревянной таре на открытых площад ках не допускается.

Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов под навесом может быть допущено в исключительных случаях, при соответствующем обосновании. Вид тары для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям стандарта.

6.58. Горючие нефтепродукты в таре допускается хранить в одноэтажных подземных сооружениях. На предприятиях IIIв категории с общим объемом резер вуаров до 20000 куб. м включительно допускается хранить нефтепродукты с тем пературой вспышки выше 120 град. С в количестве до 60 м в подземных сооруже ниях из сгораемых материалов при условии засыпки этих сооружений слоем земли (с уплотнением) толщиной не менее 0,2 м и устройства пола из несгораемых ма териалов.

6.59. Предприятия, затаривающие нефтепродукты в металлические бочки, должны оснащаться автоматизированными и механизированными средствами по обра ботке бывшей в употреблении транспортной тары (очистка, пропарка, промывка, просушка, проверка на герметичность и окраска), а также оборудованием по производству мелкого и среднего ремонта.

6.60. Вновь изготовляемая металлическая тара должна иметь внутреннее маслобензостойкое и паростойкое защитное покрытие, обеспечивающее электроста тическую искробезопасность. Допускается по согласованию с потребителем затаривать нефтепродукты в тару разового использования, не имеющую внутреннего защитного покрытия.

6.61. После налива нефтепродуктов тара должна быть снаружи чистой и су хой, за исключением тары, покрытой консервационными смазками. Нефтепродукты, поставляемые в районы Крайнего Севера, должны упаковываться согласно стандар ту.

6.62. Складские здания и площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны быть оснащены средствами механизации для погрузочноразгрузочных и транспортных операций.

6.63. Капитальные сооружения (хранилища) для хранения нефтепродуктов в таре должны иметь:

  • подъездные пути для автомобилей и механических погрузчиков;
  • эстакады для погрузки (выгрузки) тарных нефтепродуктов из железнодорож

ных вагонов;

  • систему вентиляции, обеспечивающую 2 * 3кратный обмен воздуха;

не менее двух дверей (ворот).

  • Окна складских зданий (хранилищ) должны быть оборудованы металлическими

решетками; стекла на солнечной стороне окрашиваются в белый цвет.

  • Полы в хранилищах должны быть выполнены из негорючих материалов, иметь

уклоны для стока разлитых нефтепродуктов в специальные приемники.

  • Хранилища должны быть оборудованы средствами механизации для работ по

погрузке (выгрузке), необходимыми контрольноизмерительными приборами и при способлениями.

  • Стеллажи и штабеля с затаренными нефтепродуктами должны быть пронумеро

ваны и установлены с учетом обеспечения свободного доступа к таре и примене ния необходимых средств механизации.

  • В хранилищах должна иметься следующая документация:

план хранилища со схемой размещения стеллажей и штабелей; картотека на хранимые нефтепродукты; инструкции для обслуживающего персонала.

6.64. Металлические бочки следует хранить в положении лежа (наливное отверстие расположено на цилиндрической образующей бочки) и стоя (отверстие расположено в дне). Бочки укладываются в штабеля не более пяти ярусов. Бочки нижнего яруса должны укладываться на деревянные подкладки толщиной не менее 100 мм.

6.65. Порожняя металлическая и деревянная тара, бывшая в употреблении и загрязненная нефтепродуктами, должна храниться на открытых площадках. Количество ярусов порожних бочек по высоте * не более четырех. Горлови ны бочек должны быть закрыты пробками, а у бочек со съемным дном должна быть приклеена прокладка, установлены съемное дно и стяжной обруч.

6.66. Складские помещения, в которых нормами технологического проекти рования температура внутреннего воздуха не нормируется или допускается ниже 0 град. С, могут не отапливаться.

6.67. Электротехнические установки и осветительная сеть в складских по мещениях должны отвечать требованиям правил устройства электроустановок (ПУЭ).

Не допускается транзитная открытая прокладка проводов и кабелей через складские, помещения.

6.68. Погрузку и выгрузку грузов, поступающих железнодорожным и автомо бильным транспортом, выполняют на закрытых, с навесом или открытых грузовых платформах исходя из требований технологии хранения грузов и защиты их от ат мосферных воздействий. Длина и ширина грузовых платформ для выгрузки и погрузки тарных нефте продуктов в железнодорожный и автомобильный транспорт должны соответствовать грузообороту, вместимости хранилища, а также габаритам применяемых транспорт ных средств.

6.69. В тарных хранилищах запрещается отпускать нефтепродукты, хранить укупорочные материалы, пустую тару и другие посторонние предметы. Вокруг тар ного хранилища необходимо иметь отмостки и водоотводные каналы с уклоном для стока воды. Водоотводные лотки, трубы, отмостки должны содержаться исправными и периодически очищаться.

6.70. Тарные хранилища должны ежесуточно осматриваться ответственным работником нефтебазы. При осмотре проверяется состояние укупорки тары. При наличии течи принимаются меры к ее устранению.

VII. Эксплуатация зданий, сооружений и оборудования[править]

7.1. Запрещается эксплуатация зданий, сооружений и оборудования в неис правном состоянии, а также при рабочих параметрах, выше установленных паспор тами на них либо другими нормативными документами.

7.2. Режим работы, техническое обслуживание и ремонт зданий, сооружений и оборудования должны осуществляться в строгом соответствии с требованиями настоящих Правил и других нормативнотехнических документов на них.

7.3. Для технологического оборудования, применяемого для приема, хране ния и отпуска нефтепродуктов, проектной организацией (при проектировании но вого строительства либо при реконструкции нефтебазы) должен устанавливаться допустимый срок службы (ресурс), а для технологических трубопроводов и запор ной арматуры * расчетный срок эксплуатации, что должно отражаться в проектной документации и в паспорте нефтебазы.

7.4. Пуск в эксплуатацию зданий, сооружений и оборудования осуще ствляется комиссией под председательством главного инженера нефтебазы (руко водителя нефтебазы) после необходимых испытаний и проверки соответствия их проекту либо требованиям изготовителя.

7.5. Изменения в конструкции зданий и сооружений допускается вносить по согласованию с организацией * разработчиком проекта либо по изготовленному вновь проекту на реконструкцию (модернизацию), а по оборудованию * с изгото вителем оборудования.

7.6. Не допускается согласно правилам проектирования размещать помеще ния класса Ф5 категорий А и Б (в т.ч. насосные, разливочные, расфасовочные, узлы задвижек и т.п.) под помещениями, предназначенными для одновременного пребывания более 50 чел., а также в подвальных и цокольных этажах.

7.7. Эксплуатация резервуаров, их техническое обслуживание, ремонт и приемка новых резервуаров должны осуществляться в соответствии с требованиями правил технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту.

7.8. Эксплуатирующиеся резервуары должны:

  • соответствовать проекту;
  • иметь технический паспорт;
  • быть оснащены комплектом оборудования, предусмотренным проектом;
  • иметь порядковые номера, четко написанные на корпусе согласно техноло

гической схеме резервуарного парка, номер заглубленного резервуара должен быть указан на специально установленной табличке;

  • иметь базовую высоту (высотный трафарет) * расстояние по вертикали от

днища резервуара до верхнего края замерного люка или замерной трубы в посто янной точке измерения; величину базовой высоты следует проверять ежегодно с оформлением акта, утверждаемого руководителем нефтебазы.

7.9. Размещение резервуаров в резервуарных парках осуществляется по проекту, разработанному проектной организацией.

Площадки для размещения резервуаров при новом строительстве, расширении резервуарных парков либо при замене резервуаров следует выбирать с учетом:

  • качества и состояния грунтов, залегающих в основаниях площадки;
  • климатических и сейсмических условий района, в котором расположена

нефтебаза;

  • состояния грунтовых вод и их химического состава;
  • допустимых нагрузок на грунты;
  • типа основания, который необходимо установить;
  • проведенных геологических изысканий.

7.10. Основание резервуара должно быть защищено от размыва атмосферными водами, обеспечивать беспрепятственный их отвод.

7.11. Нижняя часть вертикальных резервуарных емкостей (окрайка днища) должна систематически очищаться. Не допускается погружение ее в грунт основа ния и скопление атмосферных осадков по контуру резервуара.

7.12. Не допускается эксплуатация вертикальных резервуаров, у которых разность отметок соседних точек окрайки днища на расстоянии 6 м более 50 мм, а разность отметок диаметрально противоположных точек * 150 мм.

7.13. По периметру каждой группы наземных резервуаров должно быть зам кнутое земляное обвалование шириной по верху не менее 0,5 м или ограждающая стена из негорючих материалов, рассчитанные на гидростатическое давление раз лившейся жидкости.

Высота обвалования 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 номинальной вместимостью до 10 000 куб. м и 1,5 м для резервуаров вместимостью 10 000 куб. м и более.

Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвало вания или до ограждающих стен следует принимать не менее 3 м от резервуаров вместимостью до 10 000 куб. м и 6 м * от резервуаров вместимостью 10 000 куб. м и более.

Группа из резервуаров вместимостью 400 куб. м и менее, общей вместимо стью до 4000 куб. м, расположенная отдельно от общей группы резервуаров (за пределами ее внешнего обвалования), должна быть ограждена сплошным земляным залом или стеной высотой 0,8 м при вертикальных резервуарах и 0,5 м при гори зонтальных резервуарах. Расстояние от стеной этих резервуаров до подошвы вну тренних откосов обвалования не нормируется.

7.14. В местах переходов через обвалования или ограждающую стену должны быть предусмотрены лестницыпереходы: не менее четырех для группы резервуаров и не менее двух для отдельно стоящих резервуаров.

7.15. При производстве ремонтных работ внутри обвалования допускается устройство переездов через обвалование путем подсыпки либо нарушение обвало вания. С начала и до окончания ремонтных работ внутри обвалования запрещаются технологические операции по перекачке нефти и нефтепродуктов из резервуаров, расположенных в данном обваловании. При производстве работ с открытым огнем резервуары освобождаются от хранимых нефти и нефтепродуктов. При завершении ремонтных работ обвалование должно быть очищено от под сыпанного для переезда грунта и восстановлено, если было нарушено. Без выпол нения настоящего требования эксплуатация резервуаров не допускается.

7.16. Внутри обвалования резервуаров не допускается поросль деревьев и кустарников. Ежегодно обслуживающим персоналом производится работа по очистке от сухой травы, поросли деревьев и кустарников в резервуарном парке в грани цах обвалования.

7.17. Внутри обвалования резервуаров не допускается временное и посто янное складирование оборудования, вспомогательных материалов, запасных частей и пр., кроме как на период производства ремонтных работ.

7.18. Ремонт резервуара осуществляется в соответствии с планом произ водства работ, составленным производителем работ и утвержденным главным инже нером (директором) нефтебазы.

7.19. Подготовительные работы включают: освобождение резервуара от неф ти (нефтепродуктов), зачистку его, вентилирование, замеры состояния воздушной среды, подбор, расстановку кадров, обеспечение инструментом и специальной оснасткой, обеспечение спецодеждой и специальной обувью, назначение ответ ственных за организацию и производство работ, организацию инструктажа при производстве газоопасных и ремонтных работ.

7.20. Меры пожарной безопасности и безопасных условий труда определяют ся исходя из конкретных условий производства газоопасных и ремонтных работ, при условии строго исполнения действующих норм и правил по пожарной безопас ности и охране труда.

7.21. Ремонт резервуаров с ведением огневых работ может быть начат только после оформления нарядадопуска на выполнение работ повышенной опасно сти и акта о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых ра бот.

7.22. После производства ремонтных работ резервуар проходит испытание на герметичность и прочность.

7.23. Перед производством испытаний производитель ремонтных работ пред ставляет владельцу резервуара техническую документацию на выполненные работы: документы (либо их копии) на примененные стальные конструкции, удосто веряющие качество металла и сварочных материалов; данные о сварочных работах, проведенных при ремонтных работах, и ре зультаты проверки качества сварных соединений; акты на скрытые работы по ремонту фундаментов и устройству изолирующего слоя. При ремонте понтона (плавающей крыши) дополнительно представляется до кументация на ремонт уплотняющего затвора.

7.24. При ремонте фундамента (основания) резервуара проверяются допу стимые отклонения резервуара в соответствии с п. 7.12 настоящих Правил.

7.25. Герметичность швов днища проверяют специальным оборудованием, а швов прочих частей резервуаров * керосином.

7.26. Испытания резервуаров на прочность проводят на расчетную гидрав лическую нагрузку водой.

Перед проведением гидравлического испытания устанавливается граница опасной зоны, внутри которой не допускается нахождение людей в процессе про ведения испытания; персонал, участвующий в испытании, должен пройти инструк таж.

Гидравлические испытания рекомендуется проводить при температуре окру жающего воздуха не ниже +5 градусов по С. При производстве испытания в зимнее время должны быть приняты меры по предотвращению замерзания воды.

Резервуар считается выдержавшим испытание, если в течение 24 часов на поверхности корпуса резервуара или по окрайкам днища не появилась течь и уро вень воды не снизился.

7.27. При обнаружении мелких дефектов (свищи, отпотины) проводится их устранение при пустом резервуаре, после чего они проверяются на герметичность в соответствии с п. 7.25 настоящих Правил.

7.28. Гидравлические испытания резервуаров с понтонами (плавающими кры шами) необходимо проводить до установки уплотняющих затворов. При этом необ ходимо в резервуарах с плавающими крышами тщательно наблюдать за работой по движной лестницы, дренажного устройства и другого оборудования. Скорость подъема (опускания) понтона или плавающей крыши при гидравлических испытаниях не должна превышать эксплуатационную. В начальный период наполнения резервуа ра водой необходимо следить через смотровой люк за подъемом понтона. Движение понтона (плавающей крыши) должно быть плавное, без заеданий, рывков, шума и попадания жидкости на поверхность понтона.

7.29. При приемке из ремонта резервуаров с металлическими или синтети ческими понтонами либо при ремонте понтона необходимо проверить:

  • величину зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и плотность
  • прилегания кольцевого затвора, затворов направляющих труб, труб ручного заме

ра уровня, сниженного пробоотборника ПСР и центральной стойки;

  • состояние швов и материалов ковра (непровары, разрывы, трещины, посто

ронние включения, расслоения и вздутия не допускаются);

  • состояние коробов, поплавков;
  • наличие заземления;
  • крепление секций затвора с кольцом жесткости.

7.30. Для вертикальных стальных цилиндрических резервуаров предусматри вается следующее оборудование:

  • дыхательные клапаны, предохранительные клапаны, огневые предохранители;
  • приборы контроля и сигнализации;
  • противопожарное оборудование;
  • приемораздаточные патрубки и хлопушки;
  • сифонный водоспускной кран;
  • люкилазы;
  • люки световые, люки замерные;
  • вентиляционные патрубки.

7.31. Горизонтальные резервуары оснащаются дополнительно стационарно встроенным оборудованием:

  • подогревателями нефтепродуктов, лестницами;
  • измерительными трубами и другими необходимыми устройствами.

7.32. Оборудование и арматура должны подвергаться профилактическому осмотру в следующие сроки:

  • дыхательный клапан * не реже двух раз в месяц в теплое время года и не

реже одного раза в 10 дней при отрицательной температуре окружающего воздуха;

  • предохранительный гидравлический клапан * не реже двух раз в месяц в

теплое время года и не реже одного раза в 10 дней при отрицательной темпера туре окружающего воздуха;

  • огневой предохранитель * при положительной температуре воздуха * один

раз в месяц, а при отрицательной * один раз в 10 дней; вентиляционный патрубок * один раз в месяц;

  • пенокамеры и пеногенераторы * один раз в месяц;
  • прибор для измерения уровня и отбора средней пробы, ограничитель уровня

не реже одного раза в месяц;

  • приемораздаточные патрубки * каждый раз при приемеотпуске, но не реже

двух раз в месяц;

  • перепускное устройство на приемораздаточном патрубке * каждый раз при

приемеотпуске, но не реже двух раз в месяц;

  • задвижки (запорные) * каждый раз при приемеотпуске, но не реже двух

раз в месяц;

  • люк замерный, люк световой * при каждом пользовании, но не реже одного

раза в месяц (люки световые без вскрытия);

  • сифонный кран * каждый раз при приемеотпуске, но не реже двух раз в

месяц.

Результаты осмотра устраненные неисправности оборудования и арматуры резервуаров заносят в журнал осмотра.

7.33. Для обеспечения нормальной работы дыхательных клапанов в зимний период года необходимо регулярно очищать их от инея, слой которого может до стигать нескольких сантиметров и может привести к примерзанию тарелок к седлам и перекрытию сечения клапана. В таких случаях осмотр и очистку клапа нов необходимо производить через 3 * 4 дня, а иногда и чаще в зависимости от минимальной температуры окружающего воздуха и условий эксплуатации.

7.34. Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтепро дуктами с температурой ниже 0 град. С, следует оснащать не примерзающими ды хательными клапанами.

7.35. Специальные средства для сокращения потерь нефтепродуктов должны применяться в соответствии с проектной документацией и на основе техникоэко номического обоснования.

Пропускная способность дыхательной арматуры должна определяться в зави симости от максимальной подачи нефтепродукта при заполнении или опорожнении резервуара с учетом температурного расширения паровоздушной смеси, а также с учетом пропарки резервуара.

7.36. Резервуары должны периодически зачищаться: не менее двух раз в год * для реактивного топлива, авиационных бензи нов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов; не менее одного раза в два года * для масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и других аналогичных им по свойствам нефтепродук тов. Резервуары для мазутов, моторных топлив, присадок и других аналогичных по свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере необходимости, опре деляемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.

7.37. Резервуары зачищают при необходимости смены сорта хранящегося нефтепродукта; освобождения от отложений, высоковязких осадков с наличием ми неральных загрязнений, ржавчины и воды; для подготовки к ремонтным работам, а также при проведении полной комплексной дефектоскопии.

7.38. Зачистку резервуаров от остатков нефтепродуктов следует произво дить с применением специальных средств или устройств, которые должны отвечать требованиям пожарной безопасности.

7.39. Зачистка резервуаров должна выполняться в соответствии с графиком зачистки резервуаров, утвержденным главным инженером нефтебазы в установлен ном порядке.

7.40. На осуществление работ по очистке резервуара оформляется наряд допуск на выполнение работ повышенной опасности по установленной форме.

7.41. В зависимости от назначения зачистки резервуара его дегазацию необходимо обеспечивать до содержания паров нефтепродуктов:

  • 0,1 г/м3 * для резервуаров изпод бензинов перед их ремонтом с примене

нием огневых работ и другими работами, связанными с пребыванием работников в резервуаре без защитных средств;

  • не более 2,0 г/м3 * при выполнении огневых работ без пребывания работ

ников внутри резервуара;

  • не более 8,0 г/м3 * для резервуаров изпод светлых нефтепродуктов перед

их осмотром, ремонтом (без применения огневых работ), окрашиванием, градуи ровкой с доступом работников внутрь резервуара (в защитных средствах);

  • не более 12,5 г/м3 * при выполнении указанных работ без доступа работ

ников внутрь резервуара.

Работы, связанные с пребыванием работников внутри резервуара, рекомен дуется выполнять при наличии вытяжной вентиляции.

7.42. Бригада может приступить к работе внутри резервуара в присутствии ответственного лица только после получения нарядадопуска. Перед допуском ра бочих в резервуар производится контрольный анализ воздуха на содержание в нем паров нефтепродуктов и других газов. Результаты анализа оформляются справкой по форме (приложение N 5), которая должна храниться совестно с корешком наря дадопуска на производство работ.

7.43. По окончании зачистных работ составляется акт (приложение N 6).

7.44. Работы по антикоррозионной защите наружной и внутренней поверхно стей резервуаров выполняются в соответствии со специальными инструкциями по нанесению защитных покрытий. Материалы, применяемые при антикоррозионной защите, должны быть стойки ми к атмосферному воздействию (наружная защита) и стойкими к воздействиям нефтепродуктов, а также не ухудшать качество хранимых нефтепродуктов (вну тренняя защита).

7.45. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их технического состояния. Обследование и дефектоскопию резервуаров выполняют бригады, имеющие ли цензию на право выполнения данного вида работ, подготовленные к выполнению этих работ и оснащенные необходимыми приборами и инструментами. По результатам обследования и комплексной дефектоскопии составляется заключение об остаточном ресурсе, техническом состоянии резервуара, его при годности к ремонту и условиях дальнейшей эксплуатации.

7.46. В состав технологических трубопроводов входят трубопроводы, со единительные детали трубопроводов, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, узлы учета и контроля, фильтрыгрязеуловители и другие устройства.

7.47. Технологические трубопроводы могут быть проложены наземно и под земно в соответствии с разработанным проектом.

7.48. Наземные трубопроводы прокладываются на несгораемых опорах. Высо та прокладки трубопроводов по территории нефтебазы должна отвечать местным условиям, но при пересечении пешеходных дорожек и тротуаров должна быть не менее 2,2 м, автодорог * 4,5 м, железнодорожных путей * 6 м. При пересечении высокими эстакадами железнодорожных путей и автодорог расстояние по горизонтали от грани ближайшей опоры эстакады должно быть не менее 3,45 м до железнодорожного пути нормальной колеи и 1 м до бордюра авто дороги. В наземном исполнении допускается применять трубопроводы со специальны ми стыковыми соединительными приспособлениями, а также трубопроводы из пла стических материалов, обеспечивающих необходимую механическую, химическую и температурную стойкость и не влияющих на качество перекачиваемых нефти и неф тепродуктов.

7.49. Запорная, регулирующая, предохранительная арматура должна разме щаться в местах, удобных и легкодоступных для управления и обслуживания, а арматура, установленная на трубопроводах для легковоспламеняющихся и токсич ных нефтепродуктов, должна быть стальной. Допускается применение арматуры из чугуна с учетом следующего: из ковкого чугуна в пределах рабочих температур среды не ниже минус 30 град. С и не выше 150 град. С при давлении среды не выше 1,6 МПа; из серого чугуна в пределах рабочих температур среды не ниже минус 10 град. С и не выше 100 град. С при давлении среды не выше 0,6 МПа. Задвижки, установленные на приемораздаточных патрубках резервуаров, должны быть стальными независимо от хранимого нефтепродукта.

7.50. Запорная арматура, для открытия которой требуются значительные усилия, должна быть снабжена механическим или электрическим приводом.

7.51. В местах установки арматуры и сложных трубопроводных узлов массой более 50 кг, требующих периодической разборки, должны быть предусмотрены переносные или стационарные средства механизации для монтажа и демонтажа ар матуры.

7.52. В качестве запорной арматуры для трубопроводов могут применяться затворы, задвижки, вентили и краны для нефти и нефтепродуктов.

7.53. Размещение арматуры, фланцевых и резьбовых соединений компенсато ров и дренажных устройств на участках трубопроводов, расположенных над (под) пешеходными дорожками и тротуарами, автодорогами, железнодорожными путями, не разрешается.

7.54. В местах прохода обслуживающего персонала через трубопроводы сле дует предусматривать переходные площадки либо мостики.

7.55. Ремонт на трубопроводе допускается только после полного освобо ждения его от нефтепродукта и отключения от действующих трубопроводов.

7.56. Для компенсаций температурных деформаций рекомендуется использо вать линзовые, волнистые или сильфонные компенсаторы. Повороты рекомендуются выполнять под углом 90 град. Тип компенсатора определяется расчетным путем.

7.57. Углы пересечения трубопровода с железными и автомобильными доро гами должны предусматриваться, как правило, 90 град., но не менее 60 град. При обосновании допускаются уменьшенные углы пересечения до 45 град.

7.58. Подземные трубопроводы для нефтепродуктов должны быть сварными.

  • Арматура и фланцевые соединения устанавливаются в подземных камерах либо ко

лодцах, которые располагаются с внешней стороны обвалования резервуаров.

  • Прокладка трубопроводов под и над зданиями и сооружениями и установками

не допускается.

  • Подземные трубопроводы должны быть проложены на глубине не менее 0,8 м

от планировочной отметки земли до верха трубы.

  • Трубопроводы с замерзающими средами должны быть на 0,1 м ниже глубины

промерзания грунта до верха трубы.

7.59. На пересечениях с внутрибазовыми железнодорожными путями, автомо бильными дорогами и проездами подземные трубопроводы должны быть проложены в футляр из стальных труб, диаметр которых на 100 * 200 мм больше наружных диа метров прокладываемых в них трубопроводов, а концы труб должны выступать на 2 м в каждую сторону от крайнего рельса или края проезжей части автодороги. Концы футляров должны быть заделаны и не допускать доступ воды во внутрь фу тляра. На участках трубопроводов, заключаемых в защитные футляры, должно быть минимальное число сварных стыков. Глубина заложения от верха стальных футляров должна быть не менее 1 м до подошвы шпалы, а под автодорогами и проездами * не менее 0,8 м до поверх ности дорожного покрытия.

7.60. Уклоны подземных трубопроводов должны быть: для легковоспламеняющихся нефтепродуктов * 0,002 * 0,003; для горючих нефтепродуктов * 0,005; для высоковязких и застывающих нефтепродуктов * 0,02.

7.61. Наружная поверхность стальных трубопроводов должна быть надежно защищена от коррозии, вызываемой воздействием окружающей среды, и иметь защи ту от блуждающих токов.

7.62. Перед началом эксплуатации технологические трубопроводы надежно заземляются. При наличии во фланцевых соединениях трубопроводов болтов и шайб из ди электрических материалов либо окрашенных неэлектропроводными красками на них должны быть установлены электропроводные металлические перемычки, обеспечива ющие заземление через заземленные резервуары.

7.63. Распорядительным документом по нефтебазе назначаются ответствен ные за безопасную эксплуатацию трубопроводов.

7.64. В период эксплуатации все технологические трубопроводы должны подвергаться тщательному осмотру ответственными за их безопасную эксплуата цию. Срок осмотра устанавливается руководством нефтебазы, но не реже чем че рез каждые 12 месяцев. Осмотр трубопроводов, подверженных вибрации, а также фундаментов под опоры и эстакады для этих трубопроводов следует проводить не реже одного раза в квартал. Выявленные при этом дефекты устраняются.

7.65. Технологические трубопроводы должны подвергаться периодической ревизии. Сроки проведения ревизии устанавливает администрация нефтебазы в за висимости от их износа, срока эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизий, но не реже одного раза в три года для трубопроводов, транспортирую щих нефтепродукты, и не реже одного раза в шесть лет для остальных.

7.66. При ревизии технологических трубопроводов производят наружный и внутренний осмотр. При наружном осмотре необходимо проверить состояние свар ных швов и фланцевых соединений, включая крепеж, герметичность всех соедине ний, состояние опорных конструкций фундаментов и подвесок, правильность рабо ты подвижных опор, состояние и работу компенсирующих устройств, состояние дренажных устройств, арматуры.

При внутреннем осмотре проверяют наличие коррозии, трещин, уменьшение толщины стенок труб и деталей трубопроводов, прокладок, сварных швов фланцев, арматуры, а также сопрягающихся поверхностей фланцев и арматуры. Результаты осмотра оформляют актом. Все обнаруженные дефекты должны быть устранены с соблюдением необходимых мер по охране труда и требований к ведению огневых работ.

7.67. Прочность технологических трубопроводов проверяют гидравлическими испытаниями не реже одного раза в три года. Кроме того, испытания проводят после монтажа, ремонта, связанного со сваркой, после консервации или простоя более одного года, после разборки, связанной с единичной заменой прокладок арматуры или элемента трубопровода. Давление испытания стальных трубопроводов устанавливается: при рабочем давлении до 0,5 МПа * 1,5 Рраб, но не менее 0,2 МПа: при рабочем давлении выше 0,5 МПа * 1,25 Рраб, но не менее Рраб + 0,3 МПа.

Трубопровод выдерживают под указанным давлением в течение 5 мин., после чего давление снижают до рабочего. Результаты считают удовлетворительными, если во время испытания не произошло падение давления по манометру, а в сварных швах, фланцевых соедине ниях и сальниках не обнаружены течи и отпотины.

7.68. На технологические трубопроводы, по которым транспортируются лег ковоспламеняющиеся жидкости (бензин, керосин), должны быть составлены паспор та (приложение N 7), на остальные технологические трубопроводы должны быть заведены эксплуатационные журналы, в которых должны отражаться даты и данные о проведенных ревизиях и ремонте.

7.69. Сооружения нефтебазового хозяйства, предназначенные для слива нефтепродуктов из железнодорожных вагоноцистерн, нефтеналивных судов, автомо бильных цистерн, а также для налива в железнодорожные вагоноцистерны, нефте наливные суда, автоцистерны, бочки и для внутрибазовых перекачек (далее * на сосные станции), размещаются на нефтебазе в соответствии с проектом. Посредством насосных станций допускается выполнение операций по за чистке железнодорожных вагоноцистерн и резервуаров от остатков нефтепродуктов и расфасовки нефтепродуктов в мелкую тару. Технологическая обвязка насосных агрегатов, трубопровода и устройства налива должна быть выполнена по постоян ной схеме.

7.70. Насосные станции могут быть открытого исполнения и закрытого ис полнения. Насосная станция открытого исполнения * сооружение в виде навеса либо сооружение, имеющее продуваемое помещение, ограниченное не более чем тремя стенами.

Насосная станция закрытого исполнения * сооружение, имеющее закрытое, непродуваемое помещение, оснащенное приточновытяжной вентиляцией. Допускается для сливаналива нефтепродуктов устройство отдельно стоящих насосных агрегатов на открытом воздухе на площадке, если конструкции насоса и электродвигателя позволяют эксплуатацию на открытом воздухе. Все движущие ча сти насосного агрегата должны быть надежно защищены ограждающими конструкция ми.

7.71. Ограничение скорости налива нефтепродуктов до безопасных пределов должно обеспечиваться перепуском части нефтепродукта во всасывающий трубопро вод насоса.

7.72. Узлы задвижек следует размещать вне здания (навеса, площадки) на расстоянии не менее 3 метров от стены здания с проемами, не менее 1 м * от стены здания без проемов насосной станции и 5 метров * от границы площадки или навеса.

На всасывающих и нагнетательных трубопроводах насосных агрегатов следу ет устанавливать аварийные задвижки вне здания (навеса, площадки), насосной станции на расстоянии 10 * 15 метров. В качестве аварийных могут служить за движки у сливоналивных устройств или на технологических трубопроводах, если они расположены на расстоянии не более 50 метров от насосной станции.

7.73. Размещение насосов, пунктов контроля и управления, средств авто матического управления технологическими процессами необходимо предусматривать в соответствии с требованиями нормативной документации.

7.74. При установке насосов для перекачки нефтепродуктов с различной температурой вспышки в одном помещении это помещение и все оборудование долж ны соответствовать требованиям, предъявляемым к перекачке нефтепродуктов с наиболее низкой температурой вспышки.

7.75. Валы, соединяющие двигатели с насосами в местах прохода через стены, следует предусматривать в футлярах из стальных труб на всю толщину стены (перегородки) с устройством сальников из несгораемых материалов, обес печивающих их герметичность. Не допускается применять плоскоременные передачи в помещении, где уста новлены насосы для перекачки легковоспламеняющихся жидкостей.

7.76. Насос и двигатель, включая редуктор, считаются одним агрегатом. Каждый агрегат насосной станции должен иметь порядковый номер в соответствии с технологической схемой нефтебазы, утвержденной главным инженером. На двига тель, насос и редуктор наносят стрелки, указывающие направление вращения, а на пусковое устройство * надписи "Пуск" и "Стоп".

7.77. На каждый насосный агрегат ведется паспорт (формуляр), в который заносят данные учета его работы, объем производимого ремонта. Паспорт (форму ляр) заполняет ответственный за эксплуатацию насосных агрегатов.

7.78. Для подъема и перемещения в насосных станциях и на узлах задвижек технологического оборудования рекомендуется применять:

  • для грузов массой до 0,5 т * переносные треноги или монорельсы с пере

движными талями (ручными);

  • для грузов массой от 0,5 до 2 т * монорельсы с передвижными талями

(ручными);

  • для грузов массой более 2 т, находящихся на открытых площадках, * краны

мостовые подвесные или опорные.

  • Запрещается использовать фундаменты насосных агрегатов в качестве опоры

для грузоподъемных устройств.

7.79. Технологические трубопроводы в насосных станциях укладываются в лотках. В местах прохода технологического трубопровода через внутренние пере городки и стены насосных станций следует предусматривать уплотняющие устрой ства. Гидравлические испытания трубопровода обвязки насосных агрегатов после монтажа или ремонта необходимо осуществлять согласно требованиям пункта 7.67.

7.80. В насосных станциях ширина проходов между выступающими частями насосных агрегатов должна быть не менее 1 м; при установке насосов шириной до 0,6 м и высотой до 0,5 м ширину проходов допускается уменьшить до 0,7 м. При двухрядном расположении насосов ширина прохода между рядами должна быть не менее 1,5 м. В проходах между насосными агрегатами запрещается любое складирование либо загромождение.

7.81. Во избежание разрушения фундаментов нефтепродуктами насосы должны быть установлены на металлических поддонах с бортами или оснащены другими нефтеулавливающими средствами, предотвращающими загрязнение нефтепродуктами.

7.82. Полы и лотки в насосных станциях должны изготовляться из материа лов, непроницаемых для нефтепродуктов и не впитывающих их, и иметь уклон в сторону приемника стоков. Лотки и поддоны насосных агрегатов должны соеди няться с резервуаром для сбора нефтепродуктов либо с канализацией для отвода нефтепродуктов.

7.83. Монтаж, наладку, испытание насосных агрегатов следует производить согласно разработанному проекту и инструкциям заводовизготовителей.

7.84. Техническое обслуживание и ремонт насосных агрегатов необходимо проводить в соответствии с графиком плановопредупредительных осмотров и ре монтов, утвержденным главным инженером нефтебазы. Выполнение работ по обслуживанию и ремонту насосных агрегатов следует осуществлять после оформления нарядадопуска на проведение работ повышенной опасности.

7.85. В насосной станции на видном месте должны быть вывешены следующие документы:

  • инструкции по эксплуатации насосных агрегатов;
  • инструкции по охране труда;
  • инструкции по пожарной безопасности;
  • график плановопредупредительных ремонтов насосных агрегатов на текущий

год;

  • технологическая схема обвязки насосных агрегатов, подсоединения их к
  • трубопроводам и объектам перекачки нефтепродуктов;

схема электрической части насосной.

7.86. За эксплуатацию насосных агрегатов назначается распорядительным документом по нефтебазе ответственный. Ответственный за эксплуатацию насосных агрегатов должен своевременно заносить данные по учету работы насосных агрегатов.

7.87. Обслуживающий персонал ежесменно ведет журнал эксплуатации насос ных агрегатов (приложение 8).

7.88. Помещения насосных станций по перекачке нефтепродуктов оснащаются приборами сигнализации загазованности воздушной среды и приборами пожарной сигнализации.

7.89. Насосные агрегаты оснащаются приборами контроля, защиты и блоки ровки в соответствии с утвержденными проектами и требованиями заводовизгото вителей.

7.90. В процессе работы насосных агрегатов за ними должен быть установ лен постоянный контроль со стороны обслуживающего персонала. При обнаружении неисправностей, нарушающих нормальный режим работы на сосного агрегата, последний должен быть остановлен. При аварийной остановке насосного агрегата изза обнаружения неисправ ностей необходимо выяснить причину и до ее устранения не производить его запуск.

О всех случаях аварийной остановки насосного агрегата обслуживающий персонал немедленно докладывает непосредственному руководителю либо старшему по смене с внесением соответствующих записей в журнал по эксплуатации насос ных агрегатов.

7.91. При выводе в ремонт насосного агрегата задвижки на всасывающем и напорном трубопроводах следует закрыть, на щите управления агрегатом вывесить плакат "Не включать * работают люди" и сделать запись в журнале эксплуатации насосных агрегатов с указанием времени вывода агрегата в ремонт.

7.92. В помещениях насосных станций устраиваются в соответствии с проектом естественная и механическая вентиляции. Не допускается запуск насосных агрегатов при неисправной либо выключен ной вентиляции.

7.93. В насосных станциях управление электродвигателем осуществляется из другого помещения, должна быть обеспечена двусторонняя связь с помощью световых или звуковых сигналов или специальным телефоном во взрывозащищенном исполнении.

7.94. Смазочное масло в насосной необходимо хранить в металлической или полиэтиленовой таре с плотно закрытыми крышками и в количестве не более су точной потребности.

7.95. При прекращении подачи электроэнергии необходимо немедленно от ключить двигатели насосных агрегатов от питающих линий и закрыть задвижки на всасывающих и напорных трубопроводах.

7.96. На нефтебазе в зависимости от числа одновременно обрабатываемых железнодорожных цистерн должен быть предусмотрен одиночный, групповой или маршрутный сливналив нефти и нефтепродуктов.

7.97. Сливоналивные железнодорожные эстакады (далее * эстакады) разме щаются в соответствии с проектом.

7.98. Протяженность эстакад определяется в зависимости от количества одновременно обрабатываемых цистерн, но не более максимальной длины одного маршрутного состава железнодорожных цистерн.

7.99. Участки сливаналива нефтепродуктов должны быть оборудованы:

  • устройствами верхнего и нижнего сливаналива;
  • насосными агрегатами для перекачки нефтепродуктов (если отсутствует

насосная станция);

  • устройствами для зачистки вагоноцистерн от остатков нефтепродуктов;
  • устройствами для сбора и локализации ливневых стоков;
  • устройствами для подогрева вязких нефтепродуктов;
  • приспособлениями для освобождения рукавов, стояков и коллекторов,

расположенных по верху эстакад, от остатков нефтепродуктов;

  • несгораемыми лестницами;
  • площадками, переходными мостиками, обеспечивающими безопасность рабо

ты обслуживающему персоналу при осуществлении сливоналивных операций;

  • заземляющими устройствами с контуром заземления;
  • средствами механизации;
  • средствами связи;
  • освещением;
  • средствами по удалению цистерн в случае аварийных ситуаций;
  • средствами фиксирования вагоноцистерн при сливеналиве из искронеоб

разующего материала;

  • средствами пожаротушения;
  • средствами локализации и ликвидации нефтеразливов.

7.100. Переходные мостики эстакад в местах соприкосновения с металличе скими поверхностями вагоноцистерн должны иметь прокладки из искронеобразующе го материала и не подвергающегося разрушению парами нефтепродуктов.

7.101. Территория эстакады, железнодорожные подъездные пути должны со держаться эксплуатирующим персоналом в чистоте, исправности, в зимнее время очищаться от снега.

7.102. Не допускается нахождение на железнодорожном пути с эстакадой локомотиву, осуществляющему подачууборку вагоноцистерн, а также сквозной проезд локомотива по этим путям.

7.103. Эстакады должны быть оборудованы пешеходными дорожками с твердым покрытием шириной не менее 0,75 м. Пешеходные дорожки должны вести к торцам каждой эстакады; в местах их пересечения с железнодорожными путями следует устраивать сплошные настилы в уровень с оголовками рельсов.

7.104. Стояки и приборы сливаналива, запорная арматура эстакады должна быть пронумерованы в соответствии с технологической схемой нефтебазы.

7.105. Сливоналивной трубопровод должен иметь отсекающие (аварийные) задвижки, монтируемые на расстоянии 10 * 50 метров от эстакады.

7.106. Несгораемые лестницы располагаются с торцов эстакады на расстоя нии не более 100 метров друг от друга. Ширина их должна быть не менее 0,7 метра, уклон * не более 45 град.

7.107. В целях недопущения попадания атмосферных осадков и пыли при на ливе в вагоноцистерны авиационных масел, топлив для реактивных двигателей и авиационных бензинов железнодорожные эстакады должны быть оборудованы навеса ми или крышами.

7.108. Для местного освещения во время сливоналивных операций на эста кадах необходимо применять аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполне нии.

7.109. Рукава на стояках эстакады должны быть маслобензостойкими, обо рудованы наконечниками из неискрообразующего материала. Наконечники должны быть заземлены. Длина рукава с наконечником должна обеспечивать спускание их до дна вагоноцистерны.

7.110. Коллекторы эстакад должны обеспечивать прием только одного сорта нефтепродуктов. При смене сорта принимаемого нефтепродукта коллектор освобо ждается. Не допускается попеременный прием через один коллектор вязких и светлых нефтепродуктов.

7.111. Подъемные механизмы сливоналивных устройств должны быть оборудо ваны предохранительными приспособлениями, исключающими самопроизвольное вра щение механизма.

7.112. При производстве регламентных либо ремонтных работ на эстакаде следует использовать только неискрообразующий инструмент, приспособления.

7.113. При подкатке вагоноцистерн следует пользоваться лебедками. Не допускается применение для подкатки стальных ломов или других предметов.

7.114. Станции налива нефтепродуктов в автомобильные цистерны должны размещаться на нефтебазах в соответствии с проектом. Станция налива состоит из постов налива, в которых размещены системы налива. Количество постов и систем налива определяется грузооборотом нефтебазы. В зависимости от сорта и объема наливаемых нефтепродуктов станции долж ны обеспечивать налив как одиночных цистерн, так и автопоездов.

7.115. На нефтебазах с малым грузооборотом допускается устройство оди ночных наливных устройств в количестве, определяемом ассортиментом наливаемых нефтепродуктов.

7.116. Наливные системы и стояки должны быть оборудованы телескопиче скими трубами, патрубками или рукавами с наконечниками из искронеобразующего материала. Длина труб, патрубков или рукавов должна обеспечивать опускание их до дна автоцистерны.

7.117. Наливные системы должны иметь ручное (местное) и автоматизиро ванное (дистанционное) управление из операторной. Управление одиночными наливными стояками допускается ручное (местное).

7.118. Управление системами налива автоцистерн должны выполнять опера торы, прошедшие специальное обучение и сдавшие экзамены.

7.119. Площадки станций налива должны быть бетонированы, обустроены ка нализацией, а посты налива оборудованы несгораемыми лестницами для подъема на автоцистерны. Площадки стояков допускается устраивать с твердым покрытием, предотвра щающим попадание случайно разлитых нефтепродуктов в почву. Площадки должны иметь удобные и безопасные подъезды к наливным системам или стоякам. На въезде должна быть вывешена схема организации движения по площадке, утвержденная главным инженером нефтебазы. На территории станций и стояков встречные и пересекающиеся потоки автомашин не допускаются.

7.120. Технологическое оборудование станций и стояков должно быть про нумеровано и обозначено в соответствии с технологической схемой нефтебазы.

7.121. Территории станций оборудуются громкоговорящей связью.

7.122. Системы налива и стояки налива обслуживающий персонал должен со держать в исправном состоянии, при обнаружении неисправности немедленно устранять. Неисправные системы и стояки налива эксплуатировать не допускает ся.

7.123. В процессе эксплуатации дежурным оператором ведется журнал учета повреждений систем налива (стояков налива) с указанием характера повреждений и выполненных работ по их устранению (приложение N 9).

7.124. На текущий год ответственным за эксплуатацию станций (стояков) налива составляется график предупредительных осмотров и ремонтов технологиче ского оборудования.

7.125. Затаривание и расфасовку нефтепродуктов в бочки и мелкую тару осуществляют в разливочных и расфасовочных пунктах (масла, смазки).

7.126. Разливочные для налива нефтепродуктов в тару следует располагать в помещениях или на открытых площадках под навесом, а расфасовочные * только в помещениях.

7.127. Помещения разливочных и расфасовочных должны быть оснащены устройствами для отпуска и средствами измерения отпущенного количества нефте продуктов (счетчиками, весами, масло* или топливораздаточными колонками, спе циальными расфасовочными установками, линиями затаривания и т.п.), средствами механизации, сборниками утечек, средствами автоматического прекращения нали ва.

7.128. Допускается производить налив легковоспламеняющихся нефтепродук тов в бочки, установленные непосредственно на специально оборудованных авто машинах, через специальные устройства на площадках станций налива или стояков налива.

7.129. Подключение разливочных, расфасовочных пунктов к основным трубо проводам следует производить вне зданий и площадок, устанавливая запорную ар матуру в месте присоединения их к основным трубопроводам.

7.130. Разливочные и расфасовочные пункты следует оснащать погрузочно разгрузочными механизмами.

7.131. В помещении разливочной допускается размещение резервуаров емко стью каждого до 25 куб. м, предназначенных для подогрева и отпуска масел, при условии обеспечения отвода паров из резервуаров за пределы помещения и устройства приточновытяжной вентиляции.

На расстоянии 2 метров от капитальных стен (без проемов) допускается устройство горизонтальных стальных резервуаров для других сортов нефтепродук тов при общей вместимости не более 200 куб. м. Резервуары вместимостью свыше 25 куб. м до 100 куб. м включительно, предназначенные для подогрева и отпуска масел, следует размещать так, чтобы торцы их располагались в помещении разливочной.

7.132. Резервуары для масел общей вместимостью не более 400 куб. м до пускается размещать в подвальных помещениях одноэтажных зданий разливочных и расфасовочных, а также под объединенными с ними в здании складскими помещени ями для масел в таре. При этом указанное здание должно быть не ниже второй степени огнестойкости. Выходы из указанных подвальных помещений должны быть непосредственно наружу и не должны сообщаться с первым этажом.

7.133. За состоянием технологического оборудования разливочных и расфа совочных ведется постоянный контроль обслуживающим персоналом. При возникновении неисправности в работе технологического оборудования обслуживающий персонал должен поставить в известность непосредственного руко водителя. Работа на неисправном оборудовании не допускается.

7.134. Для швартовки нефтеналивных судов при приемеотгрузке нефти или нефтепродуктов речным либо морским транспортом нефтебазы оснащаются специаль ными причальными сооружениями.

7.135. Водные проходы к причальным сооружениям нефтебаз должны обеспе чивать безопасность и беспрепятственный проход судов в течение всей навига ции. В случае невозможности обеспечения гарантирования габаритов судовых хо дов они определяются на каждый день фактическим состоянием подхода.

7.136. Нефтебазы обеспечивают поддержание установленных габаритов на водных проходах к причальным сооружениям.

7.137. При наличии грунтов с ненадежной несущей способностью, повышен ной размываемостью берега, а также в целях обеспечения больших глубин допус кается использование плавучих причальных сооружений.

7.138. Причальные сооружения должны быть оборудованы:

  • технологическим трубопроводом для транспортировки нефти и нефтепро

дуктов;

  • шлангующими устройствами с автоматизированными или ручными приводами;
  • средствами подачи электроэнергии;
  • стационарным и переносным освещением во взрывозащищенном исполнении;
  • средствами связи;
  • устройством для заземления судов;
  • боковыми заграждениями;
  • противопожарным инвентарем;
  • спасательными средствами;
  • средствами ликвидации нефтеразливов.

7.139. Шлангующие устройства должны эксплуатироваться обслуживающим персоналом в соответствии с инструкциями заводовизготовителей. Шлангующие устройства должны иметь длину, обеспечивающую возможность естественного перемещения судна у причального сооружения в процессе сливана лива.

7.140. Резинотканевые рукава должны быть маслобензостойкими и поддержи ваться при погрузочноразгрузочных операциях с помощью мягких стропов или де ревянных подставок. Подвеска и крепление рукавов должны быть надежными, не допускающими падения и трения.

7.141. На технологических береговых трубопроводах сливаналива нефте продуктов из нефтеналивных судов на расстоянии 30 метров от причальных соору жений устанавливаются задвижки. В местах перехода через трубопроводы должны быть устроены мостики из несгораемых материалов.

7.142. Присоединение сливоналивных трубопроводов нефтеналивного судна к шлангующим устройствам нефтебазы, а также наблюдение за этими трубопроводами осуществляет вахтенный персонал судна.

7.143. В межнавигационный период плавучие сооружения отключают от бере говой эстакады или берега и отводят в затон в специальные места во избежание повреждений при ледоходе.

7.144. Помещения на нефтебазах с технологическими процессами по приему, хранению либо отпуску нефтепродуктов (далее * помещения) должны быть оборудо ваны вентиляцией, обеспечивающей состояние воздушной среды, безопасное для обслуживающего персонала и соответствующее требованиям эксплуатации техноло гического оборудования. Устройство вентиляции осуществляется в соответствии с проектом.

7.145. Необходимый воздухообмен в помещениях должен устанавливаться по количеству выделяющихся в помещении вредных веществ, тепла и влаги. Количество выбросов в насосных станциях допускается принимать по табли це 7.1 (отсутствует) в зависимости от типа применяемых средств перекачки и вида нефтепро дукта.

7.146. При невозможности установить количество вредных выделений допус кается определять воздухообмен по кратности в соответствии с таблицей 7.2 (отсутствует).

7.147. Вентиляционное оборудование по исполнению должно соответствовать категории помещения по взрывопожарной и пожарной опасности, а электродвигате ли * соответствующим требованиям ПУЭ.

7.148. Системы аварийной вентиляции предусматриваются в производствен ных помещениях, в которых возможно внезапное поступление в воздух больших ко личеств вредных или взрывоопасных веществ. Включение систем аварийной вентиляции следует предусматривать автомати ческое со световой и звуковой сигнализацией.

7.149. Производительность аварийной вентиляции должна быть равной вось микратному воздухообмену в 1 ч по внутреннему объему помещения.

7.150. Воздухообмен в помещениях лаборатории определяется по количеству удаляемого местными отсосами воздуха. При отсутствии вытяжных шкафов и укрытий следует предусматривать трех кратный воздухообмен в 1 ч по внутреннему объему помещения; объем удаленного воздуха из помещения лаборатории должен превышать на 10% объем приточного воздуха; объем воздуха, удаляемого через вытяжные шкафы, следует устанавли вать исходя из скорости движения воздуха в расчетном проеме шкафа, принимае мом равным 0,2 м на метр длины шкафа, в зависимости от ПДК вредных веществ, используемых в работе:

  • при ПДК более 10 мг/куб. м * 0,5 м/с;
  • при ПДК от 10 до 0,1 мг/куб. м * 0,7 м/с;
  • при ПДК менее 0,1 мг/куб. м * 1 м/с.

В нерабочее время в лабораторных помещениях следует предусматривать проветривание.

7.151. Приточные системы вентиляции должны обеспечивать забор воздуха, исключающий попадание в систему взрывоопасных паров. Устройства забора воздуха должны систематически осматриваться, очищать ся от посторонних предметов обслуживающим персоналом.

7.152. Вытяжные системы вентиляции должны обеспечивать беспрепятствен ный выброс воздуха, исключающий возможность взрыва. Устройства выброса воздуха должны систематически осматриваться обслужи вающим персоналом. Не допускается складирование, парковка транспортных средств, размещение временных сооружений, организация работ с постоянным либо временным пребыва нием людей в местах выброса воздуха из вытяжных вентиляционных систем.

7.153. Все вентиляционные системы должны быть надежно заземлены.

7.154. До ввода в эксплуатацию все вентиляционные установки должны быть испытаны и отрегулированы, на них должны быть составлены технические паспорта (формуляры).

7.155. Перед предпусковыми испытаниями вентиляционных установок необхо димо проверить:

  • правильность установки вентиляционного оборудования, изготовления и

монтажа воздуховодов, каналов, вентиляционных камер, шахт и других устройств, соответствие их проекту;

  • надежность крепления вентиляционного оборудования, воздухоотводов и

других элементов;

  • наличие приспособлений, фиксирующих положение дросселирующих

устройств и удобство управления этими устройствами;

  • выполнение предусмотренных проектом мероприятий по борьбе с шумом;
  • выполнение противопожарных правил, норм и инструкций;
  • выполнение специальных требований проекта.

Выявленные при проверке неисправности и недоделки в вентиляционных установках должны быть устранены к началу испытаний.

7.156. К эксплуатации допускаются вентиляционные системы, прошедшие предпусковые испытания, с параметрами, доведенными до проектных величин, име ющие инструкции по эксплуатации, паспорта и журналы по эксплуатации и ре монту.

7.157. Эффективность работы вентиляционных систем проверяется в соот ветствии с графиком осмотра и ремонта, утвержденным в установленном порядке, не реже одного раза в год, а также после капитального ремонта и реконструк ции.

7.158. Ремонт и чистка вентиляционных систем должны проводиться спосо бами, исключающими возникновение взрыва, пожара и несчастных случаев.

7.159. Смазка подвижных механизмов вентиляционных систем должна осуще ствляться после их остановки. К местам смазки должен быть безопасный и удоб ный доступ.

7.160. Помещения, предназначенные для вентиляционного оборудования (ка меры, калориферные), должны запираться. На их дверях вывешивают табличку с надписями, запрещающими вход посторонним лицам. Использование этих помещений для других целей не допускается.

7.161. В случае отказа или недостаточной эффективности вентиляции в по мещениях, где могут выделяться пары нефтепродуктов, допускается временно (до устранения причин отказа либо неисправности) выполнять технологические опера ции по нарядудопуску на производство газоопасных работ с применением шланго вых противогазов.

7.162. Вентиляционные установки обслуживаются назначенными распоряди тельными документами директора нефтебазы и специально обученными работниками либо специально обученными работниками из числа дежурного персонала.

7.163. Ответственным за исправное состояние, правильное действие, орга низацию обслуживания и ремонт вентиляционных установок является специалист из числа инженернотехнических работников нефтебазы, назначенный распорядитель ным документом директора предприятия.

7.164. Системы водоснабжения на нефтебазе должны обеспечивать водой надлежащего качества и в необходимом количестве технологические нужды, быто вую и противопожарную потребность. Устройство систем водоснабжения осуществляется по проектным решениям.

7.165. На нефтебазе разрабатываются укрупненные нормы водопотребления и водоотведения, которые утверждаются главным инженером нефтебазы и пересматри ваются не реже 1 раза в 5 лет.

7.166. На основе укрупненных норм водопотребления и водоотведения со ставляется водохозяйственный балансовый расчет, являющийся приложением к до говору между водопользователем и предприятием водопроводноканализационного хозяйства и обосновывающий количество и качество необходимой нефтебазе воды.

7.167. Водоснабжение нефтебазы должно осуществляться по различным си стемам водопроводов: хозяйственнопитьевого, производственного и противопо жарного. Допускается объединение противопожарного водопровода с хозяйственнопи тьевым или производственным.

7.168. Хозяйственнопитьевые водопроводы, питаемые от городского водо провода, не должны иметь непосредственного соединения с водопроводами от дру гих источников водоснабжения.

7.169. Противопожарное водоснабжение должно соответствовать требованиям проекта, согласованного в установленном порядке.

7.170. За состоянием водозаборных сооружений, водоочистных сеток, за крытых и открытых водоемов осуществляется систематический надзор обслуживаю щим персоналом нефтебазы. Ежегодно, в летнее время, они тщательно должны быть обследованы и очищены от мусора и ила. Устройство оголовка водозабора в рыбохозяйственных водоемах должно пре пятствовать попаданию малька рыб в систему водопровода.

7.171. Эксплуатация артезианских скважин (колодцев) осуществляется со гласно инструкции по эксплуатации, разработанной в соответствии с проектом и исполнительской документацией на ее строительство.

7.172. Крышки люков колодцев подземных гидрантов на пожарном водопрово де должны быть очищены от грязи, льда, снега. Колодцы подземных гидрантов должны систематически освобождаться от воды. В зимнее время гидранты необходимо утеплять во избежание замерзания.

7.173. Схема расположения гидрантов вывешивается в местах с постоянным нахождением обслуживающего персонала. Гидранты должны быть обозначены указа телями.

7.174. Насосные агрегаты станций подачи воды на технологические и про тивопожарные нужды должны запитываться от двух независимых источников элек троснабжения. При отсутствии второго источника электроснабжения резервные насосы должны иметь привод от двигателей внутреннего сгорания.

7.175. Насосные агрегаты станций подачи воды должны содержаться в по стоянной эксплуатационной готовности и проверяться на создание требуемого на пора путем пуска на полную мощность не реже одного раза в десять дней не ме нее чем на 30 мин. (с соответствующей записью в журнале).

7.176. Насосы должны быть снабжены мановакуумметром на всасывающем и манометром на нагнетательном трубопроводах, а также предохранительной сеткой на всасывающей линии. В насосной подачи воды должны быть вывешены общая схема водоснабжения нефтебазы и инструкции по эксплуатации оборудования насосной.

7.177. Насосная станция подачи воды должна быть обеспечена телефонной связью с дежурной службой нефтебазы.

7.178. При проведении ремонтных работ на сетях водопровода и установке запорных устройств следует учитывать, что запорная арматура (задвижки, клапа ны, гидранты и т.п.) должна приниматься по первому классу герметичности.

7.179. Временное отключение участков водопроводной сети с установленны ми на них пожарными гидрантами или кранами, а также уменьшение напора в сети ниже необходимого допускаются по согласованию с пожарной охраной.

7.180. Водопроводные сети, гидранты должны иметь постоянное техническое обслуживание, обеспечивающее их исправное состояние.

7.181. На нефтебазах ведется раздельный учет воды, потребляемой на производственные и хозяйственные нужды. В целях уменьшения расхода свежей воды следует применять рациональные технологические процессы, оборотное водо использование, повторное использование сточных вод (очищенных и обезврежен ных).

7.182. Для сбора сточных вод на нефтебазах следует устраивать канализа цию для производственнодождевых и бытовых сточных вод. Устройство канализации производится в соответствии с разработанным проектом.

7.183. В производственнодождевую канализацию отводятся: сточные воды, образующиеся при мытье бочек изпод нефтепродуктов, мытья площадок со сливоналивными устройствами, полов в насосных станциях, при откачке подтоварных вод из резервуаров; дождевые воды с открытых площадок сливоналивных эстакад и другого тех нологического оборудования, где эти воды могут быть загрязнены нефтепродукта ми, из резервуарного парка или мест хранения нефтепродуктов в таре и т.п.; воды, охлаждающие резервуары при пожаре; балластные, промывочные, подсланевые и льяльные воды с наливных судов.

7.184. Не допускается сброс в производственнодождевую канализацию вод, образующихся при зачистке резервуаров. Они должны отводиться в шламонакопите ли и после отстаивания * на очистные сооружения.

7.185. Не реже одного раза в месяц обслуживающим персоналом нефтебазы осуществляется наружный осмотр сетей производственнодождевой канализации и два раза в год (обычно весной и осенью) * технический (внутренний) осмотр. По результатам технического осмотра составляется дефектная ведомость и техническая документация на проведение ремонта канализационной сети.

7.186. Ремонты производственнодождевой канализации должны проводиться под руководством лица, ответственного за ее эксплуатацию, назначенного распо рядительным документом по нефтебазе. При производстве ремонтных работ вследствие аварийного выброса нефти или нефтепродуктов оформляются нарядыдопуски на газоопасные работы.

7.187. Для сохранения проектной пропускной способности труб и коллекто ров необходимо осуществлять не реже одного раза в год профилактическую про чистку канализационной сети. Участки сети, имеющие строительные дефекты и недостаточные уклоны, должны прочищаться чаще.

7.188. Необходимое качество очистки и состав сооружений для очистки производственнодождевых сточных вод должны обосновываться проектом на устройство очистных сооружений. Не допускается сброс производственнодождевых стоков с территории неф тебазы без предварительной очистки.

7.189. Степень очистки сточных вод от нефтепродуктов, достигаемая на различных сооружениях по эксплуатационным данным и результатам исследований, указана в таблице 7.3 (отсутствует).

7.190. Основными условиями эффективной эксплуатации очистных сооружений являются:

  • организация режима работы, обеспечивающего качество очистки, преду

смотренное проектом;

  • систематический контроль (технический и лабораторный) за состоянием и

работой очистных сооружений;

  • регулярный сбор уловленного нефтепродукта и удаление осадка;
  • своевременный ремонт очистных сооружений.

7.191. Для правильной и эффективной эксплуатации очистных сооружений на нефтебазе разрабатывается соответствующая документация, утверждаемая в уста новленном порядке.

7.192. Для контроля качества очищенных сточных вод должен быть органи зован отбор проб этих вод и их химический анализ. Результаты всех анализов следует заносить в журнал регистрации анализов очищенных сточных вод (прило жение N 10). При текущем контроле за качеством сточных вод определяемые показатели согласовываются с контролирующими органами.

7.193. Очистные сооружения, работа которых в зимнее время не предусмот рена, должны быть своевременно законсервированы.

7.194. Устройство лабораторий на нефтебазах осуществляется в соответ ствии с разработанными проектами.

7.195. Лаборатории контроля качества нефтебаз должны проходить аккреди тацию в соответствии с требованиями стандарта.

7.196. Лаборатории обеспечивают выполнение следующих анализов:

  • поступающих, хранящихся и отпускаемых нефти и нефтепродуктов;
  • сырья и готовой продукции регенерационных и обезвоживающих установок;
  • очищенных сточных вод;
  • проводить контроль воздушной среды в рабочих зонах, а также террито

рии нефтебазы, а также перед огневыми или ремонтными работами;

  • санитарный контроль воздуха рабочей зоны;
  • контроль выбросов от источников загрязнения атмосферного воздуха.

7.197. В случае невозможности выполнения анализов, указанных в п.

7.195, собственной лабораторией нефтебаза организовывает выполнение этих ана лизов посредством других лабораторий на договорных условиях.

7.198. Основными задачами лаборатории являются:

  • выдача заключений и паспортов качества о соответствии нефти и нефте

продуктов действующим стандартам;

  • выдача результатов по анализам проб воздуха рабочей зоны перед произ

водством огневых и ремонтных работ;

  • выдача результатов анализа сточных вод на наличие и концентрации за

грязняющих веществ;

  • выдача результатов анализа воздуха рабочих зон на наличие и концен

трации загрязняющих веществ;

  • выдача результатов анализа проб газовоздушной среды источников за

грязнения атмосферного воздуха на содержание углеводородов, окиси серы, окси да азота, оксида углерода, твердых веществ, сероводорода;

  • хранение контрольных арбитражных проб;
  • участие в работе по определению причин обводнения и порчи нефти и

нефтепродуктов, разработке мероприятий по их исправлению и предотвращению порчи;

  • проведение консультаций по вопросам применения нефтепродуктов;
  • организация поверки измерительных приборов;
  • проведение аттестации лаборатории.

7.199. Рабочее оборудование, приборы, посуда, инструмент, мебель и т.д. должны быть в исправном состоянии.

7.200. Проведение анализов при неисправном оборудовании на неисправных приборах не допускается.

7.201. Вытяжные шкафы, лабораторные столы, а также проходы между рабо чими местами не допускается загромождать посудой, приборами и лабораторным оборудованием.

7.202. В лаборатории должны вестись журналы учета лабораторных анализов нефти и нефтепродуктов (приложение N 11).

7.203. Перед началом работы помещения лаборатории проветриваются. Рабо ты, связанные с выделением токсичных либо пожароопасных паров и газов, должны выполняться только в вытяжных шкафах.

7.204. Остатки нефтепродуктов после анализов, отработанные реактивы и ядовитые вещества должны сливать в специальную посуду и удалять из лаборато рии. Слив их в раковины бытовой канализации не допускается.

7.205. Вещества и материалы хранятся в лаборатории строго по ассорти менту. Не допускается совместное хранение веществ, способных вызвать возгора ние либо взрыв.

7.206. Хранение огнеопасных веществ, проб нефтепродуктов, кислот щело чей должны храниться в специально выделенных помещениях.

7.207. Количество легковоспламеняющихся жидкостей и других горючих жид костей в рабочих помещениях лабораторий не должно превышать суточной потреб ности. Эти жидкости хранятся в металлических шкафах, располагаемых в противо положной к выходу стороне.

7.208. Лабораторную посуду следует мыть в специально оборудованном для этой цели помещении.

7.209. При проведении работ, связанных с подогревом горючих либо ток сичных веществ, в помещении должно находиться не менее двух человек. Оставлять рабочее место персоналу лаборатории при осуществлении анали зов не допускается.

7.210. Производство работ обслуживающему персоналу допускается только в спецодежде и при использовании средств индивидуальной защиты.

7.211. Помещения лаборатории не допускается использовать не по назначе нию.

7.212. За эксплуатацию лаборатории назначается приказом по нефтебазе ответственный из числа инженернотехнических работников.

7.213. В качестве источника тепла для проведения лабораторных работ ис пользуются электроэнергия и горючий газ.

7.214. Газовая сеть должна быть герметична и проверяться не реже одного раза в месяц. Проверку и ремонт газовой аппаратуры проводят квалифицированные специалисты.

7.215. При обнаружении утечек газа в лаборатории обслуживающий персонал должен закрыть запорные краны подачи газа, прекратить все работы в лаборато рии, выключить осветительные приборы, проветрить помещение и поставить в из вестность непосредственного руководителя о случившемся. Возобновлять работы можно только после полного устранения причин утечки газа и проветривания помещения.

7.216. Лаборатория должна быть обеспечена медицинской аптечкой для ока зания доврачебной помощи.

7.217. Доступ лиц в помещение лаборатории должен быть определен прика зом по нефтебазе. Перед входом в лабораторию вывешивается надпись "Посто ронним вход запрещен".

7.218. Котельные используются на нефтебазах для обеспечения технологи ческих и санитарнобытовых нужд. Устройство котельных установок на нефтебазах осуществляется в соответ ствии с разработанным проектом.

7.219. Эксплуатация котельных установок осуществляется в соответствии с действующими нормативными документами.

7.220. Доступ в помещения котельной разрешен только лицам, осуществляю щим организацию эксплуатации либо эксплуатацию котлов и оборудования. В необходимых случаях доступ посторонних лиц осуществляется с разреше ния руководства нефтебазы и в сопровождении ответственного за эксплуатацию котельной либо руководящего инженернотехнического работника.

7.221. Устройство внешнего и внутреннего электроснабжения нефтебазы, электрооборудования осуществляется в соответствии с проектом.

7.222. Основными источниками внешнего электроснабжения нефтебаз служат электростанции и электрические сети энергосистем, в качестве приемных пунктов электроэнергии * одна из трансформаторных подстанций (ТП), совмещенная с рас пределительной подстанцией (РП).

7.223. Собственный источник электроснабжения нефтебаз может предусмат риваться:

  • при сооружении предприятий в районах, не имеющих связей с энергоси

стемой;

  • когда собственный источник электроснабжения необходим в качестве ре

зервного.

7.224. Внутреннее электроснабжение включает в себя питающие линии напряжением 6,10 кВ; комплексные трансформаторные подстанции (КТП) напряжени ем 6/0,4 кВ, 10/0,4 кВ; щиты станции управления (ЩСУ); распределительная и коммутационная аппаратура; распределительные сети силовых и осветительных установок.

7.225. В качестве автономного источника электроснабжения нефтебаз реко мендуются дизельные электрические станции (ДЭС) мощностью от 5 до 630 кВт, напряжением 380/220 В.

7.226. Для обеспечения надежности внешнего электроснабжения применяются средства автоматики:

  • автоматическое включение резерва (АВР);
  • автоматическое повторное включение (АПВ) и др.

7.227. Границы обслуживания внешнего и внутреннего электроснабжения со гласовываются с энергообеспечивающими организациями либо владельцами электро снабжающих сетей.

7.228. Система учета электроэнергии обеспечивает возможность:

  • определения количества потребленной электроэнергии и производства

расчетов за нее;

  • контроля за рациональным расходованием электроэнергии различными

участками в различное время суток (ночное, дневное).

7.229. Трассы кабельных линий должны прокладываться в местах, исключаю щих влияние высоких температур, попадание на них нефтепродуктов, воды и воз можность механических повреждений. Кабельные каналы должны иметь естественную вентиляцию.

7.230. Исполнение электрооборудования, приборов и средств автоматиза ции, размещенных во взрывоопасных зонах, должно соответствовать классификации помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности в соот ветствии с ПУЭ.

7.231. При организации работ в действующих электроустановках следует:

  • назначить лиц, ответственных за организацию и производство работ;
  • оформить наряддопуск или распоряжение на производство работ;
  • провести инструктаж и осуществить допуск к проведению работ;
  • организовать надзор за проведением работ;
  • оформить окончание работ;
  • организовывать перерывы в работе.

7.232. На нефтебазе распорядительным документом назначаются ответствен ные за состояние и эксплуатацию электроустановок.

7.233. Руководители, специалисты и работники нефтебаз, ответственные за состояние и эксплуатацию электроустановок, должны:

  • обеспечить организацию и своевременное проведение профилактических

осмотров и плановопредупредительных ремонтов электрооборудования, аппаратуры и электросетей, своевременное устранение нарушений Правил эксплуатации элек троустановок, которые могут привести к взрывам, пожарам и загораниям;

  • следить за правильностью выбора и применения кабелей, электропрово

док, двигателей, светильников, пусковой и защитной аппаратуры в зависимости от класса взрывопожароопасных зон, категорий по взрывопожарной и пожарной опасности помещений;

  • систематически контролировать состояние аппаратов защиты от коротких

замыканий, перегрузок внутренних и атмосферных перенапряжений, а также других ненормальных режимов работы.

7.234. На нефтебазе ежегодно составляется график проверки изоляции си ловых и контрольных кабелей, электропроводок, надежности контактных соедине ний, состояния заземляющих устройств и измерение сопротивлений растеканию то козаземлителей, проверка режимов работы электродвигателей, защитнокоммутаци онных аппаратов.

График составляется главным энергетиком нефтебазы или ответственным за электрохозяйство нефтебазы и утверждается главным инженером нефтебазы.

7.235. Результаты осмотров электроустановок, обнаруженные неисправности и принятые меры фиксируются в оперативном журнале (приложение N 12).

7.236. Для каждой нефтебазы с учетом ее технической оснащенности, осо бенностей технологических процессов и других факторов устанавливаются индиви дуальные нормы расхода электроэнергии.

7.237. Персонал, обслуживающий сети электроснабжения, электроаппаратуру и электрооборудование, должен быть обеспечен комплектом защитных средств и спецприспособлений, допущенным к использованию.

7.238. Здания и сооружения нефтебазы должны иметь молниезащиту в соот ветствии с категориями устройств и типом зоны защиты.

7.239. Здания и сооружения, отнесенные по устройству молниезащиты к I и II категориям, должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатиче ской и электромагнитной индукции и заноса высоких потенциалов через наземные и подземные металлические коммуникации. Здания и сооружения, отнесенные по устройству молниезащиты к III кате гории, должны быть защищены от прямых ударов молнии и заноса высоких потенци алов через наземные металлические коммуникации.

7.240. Резервуары, расположенные в зонах класса В1г по ПУЭ, относятся ко II категории устройства молниезащиты и к зоне защиты Б, должны быть защи щены от прямых ударов молнии и электростатической индукции. Резервуары, расположенные в зонах класса II * III по ПУЭ, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых уда ров молнии.

7.241. Защита от прямых ударов молнии зданий и сооружений, отнесенных по устройству молниезащиты ко II и III категориям, должна быть выполнена отдельно стоящими или установленными на зданиях неизолированными стержневыми или тросовыми молниеотводами. При установке их на защищаемом здании или соо ружении от каждого стержневого молниеотвода или от каждой стойки тросового молниеотвода должно быть проложено не менее двух токоотводов.

7.242. Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты ко II катего рии, должны быть защищены от прямых ударов молнии следующим образом: корпуса резервуаров при толщине металла крыши менее 4 мм * молниеотво дами, установленными отдельно или на самом резервуаре; корпуса резервуаров при толщине металла крыши 4 мм и более, а также отдельные резервуары вместимостью менее 200 м3, независимо от толщины металла крыши, * присоединением к заземлителям.

7.243. Наружные установки, отнесенные по устройству молниезащиты ко II категории, с корпусами из железобетона должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими или установленными на них молниеотводами.

7.244. Для парков с наземными резервуарами, отнесенными по устройству молниезащиты ко II категории, при объеме парка более 100 тыс. куб. м защиту от прямых ударов молнии следует, как правило, выполнять отдельно стоящими молниеотводами; допускается в обоснованных случаях защита молниеотводами, установленными на самих резервуарах.

7.245. Парки подземных железобетонных резервуаров, отнесенных по устройству молниезащиты ко II категории, не облицованных изнутри металличе ским листом, должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими молниеотводами. В зону защиты этих молниеотводов должно входить пространство, основание которого выходит за пределы резервуарного парка на 40 м от стенок крайних ре зервуаров в каждую сторону, а высота равна верхней отметке дыхательных клапа нов резервуаров плюс 2,5 м.

7.246. Очистные сооружения нефтебаз должны быть защищены от прямых уда ров молнии отдельно стоящими или установленными на сооружениях молниеотвода ми. В зону защиты молниеотводов должно входить пространство, ограниченное параллелепипедом, основание которого выходит за пределы очистных сооружений на 5 м в каждую сторону от его стенок, а высота равна высоте сооружения плюс 3 м.

7.247. Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты к III катего рии, должны быть защищены от прямых ударов молнии следующим образом: корпуса резервуаров при толщине металла крыши менее 4 мм * молниеотво дами, установленными отдельно или на самом резервуаре; корпуса резервуаров при толщине металла крыши 4 мм и более, а также отдельные резервуары вместимостью менее 200 м3, независимо от толщины металла крыши, * присоединением к заземлителям; резервуары с корпусами из железобетона * отдельно стоящими или установ ленными на них молниеотводами. Пространство над дыхательными клапанами может не входить в зону защиты молниеотводов.

7.248. Неметаллические вертикальные трубы, пожарные вышки высотой более 15 м следует защищать от прямых ударов молнии установленными на них молниеот водами. Для неметаллических труб высотой до 50 м достаточна установка одного молниеприемника высотой не менее 1 м и прокладка одного токоотвода. Для неметаллических труб высотой более 50 м необходима установка не ме нее двух симметрично расположенных молниеприемников высотой не менее 1 м, объединенных на верхнем торце трубы. Трубы высотой более 50 м должны быть снабжены не менее чем двумя токоотводами, одним из которых может служить ме таллическая ходовая лестница, в том числе с болтовыми соединениями звеньев. Для железобетонных труб в качестве токоотводов следует использовать их арматуру. Для металлических труб и вышек установка молниеприемников и прокладка токоотводов не требуются.

7.249. Импульсное сопротивление каждого заземлителя защиты от прямых ударов молнии для устройств молниезащиты II категории должно быть не более 10 Ом, а в группах с удельным сопротивлением 500 Ом/м и выше допускается не бо лее 40 Ом.

Импульсное сопротивление каждого заземлителя защиты от прямых ударов молнии для устройств молниезащиты III категории должно быть не более 20 Ом, а в грунтах с удельным сопротивлением 500 Ом/м и выше допускается не более 40 Ом.

Импульсное сопротивление заземлителей для металлических и неметалличе ских труб и вышек должно быть не более 50 Ом.

Для наружных установок заземлители защиты от прямых ударов молнии долж ны иметь импульсное сопротивление не более 50 Ом на каждый токоотвод; к ним должны быть присоединены молниеотводы, металлические корпуса и другие метал лические инструкции установок.

Присоединения к заземлителям располагают не более чем через 50 м по пе риметру основания установки. При этом число присоединений должно быть не ме нее двух.

7.250. Защита от электростатической индукции зданий и сооружений, отно симых по устройству молниезащиты ко II категории, обеспечивается присоедине нием всего оборудования и аппаратов, находящихся а зданиях, сооружениях и установках, к защитному заземлению электрооборудования. Плавающие крыши и понтоны резервуаров независимо от материала крыш и корпусов для защиты от электростатической индукции должны быть соединены гиб кими металлическими перемычками с токоотводами или с металлическим корпусом установки не менее чем в двух точках.

7.251. Защита от электромагнитной индукции зданий и сооружений, относи мых по устройству молниезащиты ко II категории, выполняется в виде устройства через каждые 25 * 30 м металлических перемычек между трубопроводами и другими протяженными металлическими предметами, расположенными друг от друга на рас стоянии 10 см и менее.

7.252. Для защиты от заноса высоких потенциалов внешние наземные метал лические конструкции и коммуникации II категории необходимо:

  • на вводе в защищаемое здание или сооружение присоединять к заземлителю

с импульсным сопротивлением не более 10 Ом;

  • на ближайшей к сооружению опоре присоединять к заземлителю с импульсным

сопротивлением не более 10 Ом.

  • Для защиты от заноса высоких потенциалов по подземным коммуникациям их

необходимо при вводе в здание или сооружение присоединить к любому из зазем лителей.

7.253. Для защиты от заноса высоких потенциалов внешних наземных метал лических конструкций и коммуникаций необходимо:

  • на вводе в защищаемое здание или сооружение присоединять к заземлителю
  • с импульсным сопротивлением не более 20 Ом; такое присоединение допускается

осуществлять к заземлителю защиты от прямых ударов молнии или к защитному за землению электрооборудования;

  • на ближайшей к сооружению опоре присоединить к заземлителю с импульсным

сопротивлением не более 20 Ом.

7.254. Опоры отдельно стоящих молниеотводов могут выполняться из стали любой марки, железобетона, дерева. Металлические трубчатые опоры должны быть предохранены от коррозии. Деревянные опоры и пасынки должны быть предохранены от гниения.

7.255. Молниеприемники изготавливаются из стали любых марок различного профиля с площадью сечения не менее 100 м2 и длиной не менее 200 мм. Молние приемники следует предохранять от коррозии.

7.256. Соединения молниеприемников с токоотводами должны выполняться сваркой, а при невозможности применения сварки допускается болтовое соедине ние с переходным электрическим сопротивлением не более 0,05 Ом.

7.257. Токоотводы для соединения молниеприемников, корпусов резервуаров с заземлителями следует выполнять из стали со следующими размерами:

  • сталь круглая диаметром 10 мм;
  • сталь полосовая: площадь сечения * 160 м2; толщина * 4 мм;
  • сталь угловая: площадь сечения * 160 м2; толщина полки * 4 мм;
  • стальные трубы: толщина стенок * 3,5 мм.

7.258. Соединения токоотводов должны быть сварными. Допускаются болтовые соединения только для токоотводов зданий и соору жений, отнесенных по устройству молниезащиты к III категории. Токоотводы должны быть предохранены от коррозии.

7.259. Для проверки сопротивления заземлителей разъемные соединения следует предусматривать только на токоотводах, присоединяемых к отдельным за землителям и соединенных между собой.

7.260. Все соединения заземлителей между собой и с токоотводами произ водятся сваркой. Длина сварного шва должна быть не менее двойной ширины пря моугольного проводника и не менее 6 диаметров свариваемых круглых проводни ков.

7.261. Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h, рав ной или менее 150 м, представляет собой круговой конус. Вершина конуса нахо дится на высоте ho < h. На уровне земли зона защиты образует круг радиусом rо. Горизонтальное сечение зоны защиты на высоте защищаемого резервуара hx представляет собой круг радиусом rx.

Зона защиты одиночных стержневых громоотводов имеет следующие габариты:

  • ho = 0,92 h
  • ro = 1,5 h
  • rх = 1,5 (h * hx / 0,92).

При известных величинах высота одиночного стержневого молниеотвода мо жет быть определена по формуле:

  • rx + 1,63 hx
  • h = 1,5

7.262. Монтажные работы молниезащиты проводятся в соответствии с проек том. Мелкие и средние ремонты устройств молниезащиты проводят при необходи мости. Капитальные ремонты следует проводить только в негрозовые периоды. После производства монтажных либо ремонтных работ молниезащиты монтаж ная организация, выполнившая эти работы, должна представить вместе с актом выполненных работ акты испытания устройств, обеспечивающих молниезащиту.

7.263. В процессе эксплуатации молниезащитные устройства должны прохо дить периодические осмотры (ревизии). Цель осмотров заключается в том, чтобы: выявить элементы, требующие замены или усиления изза механических по вреждений;

проверить надежность электрической связи между токоведущими элементами (мест сварки и болтовых соединений);

определить степень разрушения коррозией отдельных элементов молниезащи ты и принять меры по восстановлению антикоррозийной защиты и по усилению эле ментов, поврежденных коррозией;

проверить соответствие молниезащитных устройств категории резервуаров; измерять сопротивление всех заземлителей молниезащиты не реже одного раза в год, а при повышении сопротивления заземлителя принимать меры по доведению сопротивления до требуемых величин.

7.264. Технологические операции с нефтепродуктами, являющимися хорошими диэлектриками, сопровождаются образованием электрических зарядов * статиче ского электричества. Большое количество зарядов может создаваться при боковом наливе светлых нефтепродуктов в резервуары, верхнем и нижнем наливе в автомо бильные и железнодорожные цистерны, наливе в танки судов.

7.265. Для устранения опасности разрядов статического электричества при технологических операциях со светлыми нефтепродуктами необходимо предусматри вать следующие меры:

  • заземление резервуаров, цистерн, трубопроводов, средств измерения

уровня и отбора проб;

  • применение присадок для увеличения проводимости нефтепродуктов;
  • снижение интенсивности генерации зарядов статического электричества

путем уменьшения скорости налива светлых нефтепродуктов в резервуары, суда, автомобильные и железнодорожные цистерны;

  • нейтрализация радиоактивным излучением;
  • нейтрализация зарядов статического электричества в трубопроводах с

помощью электродов;

  • применение инертных газов.

7.266. Заземляющие устройства для защиты от статического электричества следует, как правило, объединять с заземляющими устройствами для электрообо рудования и молниезащиты. Такие заземляющие устройства должны быть выполнены в соответствии с требованиями нормативнотехнических документов. Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, допускается не выше 100 Ом.

7.267. Все металлические и электропроводные неметаллические части тех нологического оборудования должны быть заземлены независимо от применения других мер защиты от статического электричества.

7.268. Металлическое и электропроводное неметаллическое оборудование, трубопроводы, вентиляционные короба и кожухи термоизоляции трубопроводов должны представлять собой на всем протяжении непрерывную электрическую цепь, которая должна быть присоединена к контуру заземления через каждые 40 * 50 м не менее чем в двух точках.

7.269. Лакокрасочное покрытие, нанесенное на заземленное металлическое оборудование, считается электростатически заземленным, если сопротивление на ружной поверхности покрытия относительно заземленного оборудования не превы шает 10 Ом.

7.270. Автоцистерны и железнодорожные вагоноцистерны, находящиеся под наливом и сливом нефти и нефтепродуктов, в течение всего времени заполнения и опорожнения должны быть присоединены к заземляющему устройству. Не допускается подсоединение заземляющих проводников к окрашенным и за грязненным металлическим частям цистерн.

Открытие люка цистерны и погружение (при верхнем наливесливе) в нее наливной трубы (рукава) допускается только после заземления цистерны. Отсо единение заземляющих проводников от цистерны производится после завершения налива или слива нефти и нефтепродуктов, поднятия наливной трубы из горловины цистерны, отсоединения сливного шланга.

7.271. Металлические наконечники на рукавах из неэлектропроводных мате риалов должны быть обеспечены токопроводной линией с металлическим заземлен ным корпусом наливного (сливного) устройства. При использовании армированных или электропроводных рукавов арматура или электропроводный резиновый слой их должна иметь надежное соединение с за земленным продуктопроводом и металлическим наконечником рукава. Наконечники рукавов должны быть изготовлены из металлов, исключающих искрообразование.

7.272. Нефтепродукты должны закачиваться в резервуары и цистерны без разбрызгивания или бурного перемешивания. Налив светлых нефтепродуктов свободно падающей струей не допускается. Расстояние от конца наливной трубы рукава до днища резервуара или цистерны не должно превышать 200 мм, а если это невозможно, то струя должна быть направ лена вдоль стенки цистерны.

7.273. Для предотвращения образования опасных разрядов статического электричества скорость налива светлых нефтепродуктов в резервуары, цистерны и танки судов не должна превышать предельно допустимых значений, при которых заряд, приносимый с потоком нефтепродукта в резервуар, цистерну, танк судна, не мог бы вызвать искрового разряда. Предельно допустимые скорости истечения светлых нефтепродуктов зависят: от вида налива (бокового, верхнего, нижнего); свойств нефтепродукта; содержа ния и размера примесей; свойств материала и состояния поверхности стенок тру бопровода; размеров трубопровода и емкостей; формы емкостей. Установление предельно допустимых значений налива светлых нефтепродук тов в резервуары, цистерны и танки судов осуществляется проектом либо расче том.

7.274. При заполнении порожнего резервуара светлые нефтепродукты должны подаваться в него со скоростью не более 1 м/с до момента затопления верхней образующей приемораздаточного патрубка.

7.275. Понтоны из неэлектропроводных материалов должны иметь электро статическую защиту.

7.276. Ручной отбор проб нефтепродуктов из резервуаров допускается не ранее чем через 10 минут после прекращения налива нефтепродукта. Пробоотборник должен иметь токопроводящий приваренный (припаянный) к его корпусу медный тросик. Перед отбором пробы пробоотборник должен быть на дежно заземлен путем подсоединения медного тросика к клеммному зажиму, распо ложенному преимущественно на перильном ограждении резервуара. Целостность тросика должна проверяться обслуживающим персоналом перед каждым использованием пробоотборника.

7.277. Полы разливочных станций должны быть выполнены из электропрово дящих материалов или на них должны быть уложены заземленные металлические ли сты, на которые устанавливают емкости, заполняемые нефтепродуктами. Допускается осуществлять заземление бочек, бидонов и других емкостей путем присоединения их к заземляющему устройству медным тросиком с наконечни ком под болт, винт, шпильку.

7.278. Не допускается проведение работ внутри резервуаров, где возможно образование взрывоопасных концентраций паровоздушных смесей, в спецодежде и в нательном белье из электризующихся материалов.

7.279. Осмотр и текущий ремонт заземляющих устройств защиты от проявле ний статического электричества должны проводиться одновременно с осмотром и текущим ремонтом технологического и электротехнического оборудования. Измерения электрических сопротивлений заземляющих устройств должны про водиться не реже одного раза в год. Результаты измерений оформляются протоко лами.

7.280. Наземные металлические сооружения из углеродистых и низколегиро ванных сталей должны быть защищены от атмосферной коррозии металлическими и неметаллическими защитными покрытиями или устройствами.

7.281. Наружные поверхности подземных металлических сооружений * трубо проводов, резервуаров из углеродистых и низколегированных сталей * должны иметь защитные покрытия от коррозии и устройства.

7.282. Защита металлических сооружений устройствами осуществляется в соответствии с проектом.

7.283. Контроль защиты наземных металлических сооружений в процессе эксплуатации осуществляется визуально и (или) посредством измерения потенциа лов на защищаемом сооружении в контрольноизмерительных пунктах, подземных металлических сооружений * только посредством измерений потенциалов.

7.284. Контрольноизмерительные пункты в зоне действия электрохимиче ской защиты должны быть оборудованы устройствами для измерения поляризацион ных потенциалов сооружений.

7.285. Контроль состояния защиты металлических сооружений визуально осуществляется обслуживающим персоналом не реже 1 раза в год и (или) посред ством замеров потенциалов осуществляется специализированными организациями не реже 1 раза в год.

== VIII. Подготовка нефтебаз к эксплуатации в осеннезимний и весеннелетний периоды ==

8.1. Для обеспечения устойчивой работы нефтебазы в осеннезимний и ве сеннелетний периоды на нефтебазе разрабатывается и утверждается план органи зационных технических мероприятий. В план подготовки необходимо включить работы, связанные с эксплуатацией резервуарных парков, сливоналивных устройств, технологических трубопроводов, энергетического хозяйства, системы водоснабжения, очистных сооружений и др.

8.2. При подготовке резервуарных парков к работе в осеннезимних усло виях и при температуре ниже 0 град. С необходимо слить подтоварную воду; про верить и подготовить дыхательную и предохранительную арматуру, огневые предохранители, уровнемеры и сниженные пробоотборники; утеплить дренажные устройства газоуравнительной системы и предохранить их от снежных заносов.

8.3. Сифонный кран необходимо промыть хранимым нефтепродуктом и повер нуть в боковое положение.

8.4. Электро* и пароподогреватели нефтепродуктов в резервуарах следует проверить, опрессовать и при необходимости отремонтировать.

8.5. При подготовке к зиме воду из трубопроводных коммуникаций необхо димо удалить, а в задвижках, находящихся вне отапливаемых помещений и не име ющих спускных устройств, установить спускные пробки, трубопроводную арматуру при необходимости утеплить.

8.6. В зимнее время за трубопроводами должно быть установлено усиленное наблюдение. Необогревающиеся трубопроводы после перекачки должны освобождать ся от вязких и сильно обводненных нефтепродуктов.

8.7. Крышки на колодцах и кожухах должны быть закрыты, чтобы в них не попадала вода. В муфтах и фланцевых соединениях заменяют неисправные проклад ки, тщательно осматривают и перебирают сальники.

8.8. При подготовке очистных сооружений и канализационной сети к зиме необходимо:

  • провести ревизию сбросовых коллекторов, запорной арматуры контрольно

измерительных приборов, насосного оборудования, применяемого для перекачки сточных вод, шлама и нефтепродуктов, выделенных из сточных вод, оборудования, используемого при авариях (штанг, тросов, передвижных насосов) пожарных водо емов и оборудования (задвижек, гидрантов, колодцев);

  • очистить сооружения от шлама и накопившихся нефтепродуктов;
  • проверить состояние колодцев с гидравлическими затворами; в случае

необходимости очистить от шламов и отремонтировать;

  • отремонтировать нефтесборные устройства (поворотные трубы, лотки и

т.д.) и другое механическое оборудование очистных сооружений;

  • проверить пароподогревательные устройства на сооружениях, опрессовать

их и при необходимости отремонтировать.

8.9. В зимний период года необходимо своевременно удалять снег, в пер вую очередь, с фронтов сливаналива нефтепродуктов, стальных вертикальных ре зервуаров в любое время суток, включая выходные и праздничные дни; расчищать оперативные площадки, проезды, дороги и тротуары, а также те участки террито рии, где он может мешать производственным операциям или действиям пожарных машин. Обеспечить готовность снегоуборочной техники, инвентаря.

8.10. Обеспечить запас топлива для топливопотребляющих установок, кото рый необходим для поддержания установленного технологического режима и обес печения тепловой и электрической энергией производственных зданий.

8.11. Обеспечить персонал необходимой спецодеждой и спецобувью, помеще ниями для обогрева и приема пищи, сушки одежды и обуви.

8.12. Подготовить ведомственный автотранспорт, технику и инвентарь к эксплуатации в зимних условиях.

8.13. На нефтебазах, не осуществляющих операций в зимний период, необ ходимо освободить очистные сооружения от нефтепродуктов, воды, шлама и прове сти консервацию оборудования.

8.14. На водных нефтебазах и нефтебазах, расположенных в зоне возможно го затопления, на период прохождения паводка и подготовки к навигации разра батывается отдельный план оргтехмероприятий.

8.15. В период паводка резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары должны заблаговременно подготавливаться к нему, обвалования и ограждения должны быть восстановлены и при необходимости наращены.

8.16. Для предотвращения всплытия резервуары на время паводка при не возможности заполнения их нефтепродуктами заливаются водой на расчетную высо ту.

8.17. Ливнеотводящая сеть до наступления паводка должна быть подготов лена к пропуску вод; проходы для кабелей, труб и другие каналы, расположенные ниже уровня высоких грунтовых вод, должны быть закрыты и уплотнены, а обору дование для откачки воды проверено и подготовлено к работе. С наступлением оттепели крыши и отмостки нужно очищать от снега, а водоотводные лотки, трубы и желоба * ото льда.

8.18. Для борьбы с паводковыми водами необходимо заготовить запас инструмента и инвентаря (лопаты, мешки с песком, лодки и т.п.) и проверить готовность нефтеулавливающих устройств и средств сбора нефтеразливов. Период прохождения весеннего паводка необходимо уточнять в местных органах гидро метеорологической службы.

8.19. Обеспечить защиту от загрязнений нефтепродуктами водоемов, распо ложенных вблизи нефтебаз. Убрать строительный мусор, материалы, оборудование и т.п. с затопляемой территории нефтебазы.

8.20. При подготовке водных нефтебаз к работе в весеннелетний (навига ционный) период необходимо:

  • осмотреть и отремонтировать причалы и их оборудование;
  • провести ревизию и опрессовку шлангующих устройств, осмотр металличе

ских поддонов;

  • подготовить устройства для сбора случайно разлитого нефтепродукта;
  • проверить связь причалов с товарными насосными;
  • осмотреть и отремонтировать освещение причалов.

IX. Метрологическое обеспечение нефтебаз[править]

9.1. Метрологическое обеспечение (МО) нефтебаз * это комплекс организа ционнотехнических мероприятий, технических средств, правил и норм, обеспечи вающих единство и требуемую точность измерений при эксплуатации оборудования нефтебаз, количественном учете нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировании, а также при определении показателей качества нефтепродук тов.

Основными задачами МО нефтебаз являются:

  • создание необходимых условий для получения достоверной измерительной

информации при определении количества и показателей качества нефтепродуктов при торговых и учетных операциях;

  • организация поверки средств измерений, используемых в сферах распро

странения государственного метрологического контроля и надзора;

  • обеспечение калибровки средств измерений;
  • организация и проведение ремонта средств измерений, находящихся в

эксплуатации;

  • обеспечение аттестации испытательного оборудования;
  • организация аттестации методик выполнения измерений (МВИ) и методик

испытаний;

  • проведение систематического анализа состояния измерений, контроля и

испытаний на нефтебазах;

  • внедрение современных методов и средств измерений, автоматизированно

го контрольноизмерительного оборудования, измерительноинформационных систем и комплексов на эксплуатируемом объекте или на вновь строящемся (реконструи руемом, технически перевооружаемом) объекте;

  • осуществление надзора метрологической службой или иной организацион

ной структурой нефтебазы по обеспечению единства измерений за состоянием и применением средств измерений, аттестованными МВИ, рабочими эталонами, приме няемыми для калибровки средств измерения (далее * СИ).

9.2. На нефтебазе (предприятии, включающем в себя несколько нефтебаз) создают метрологическую службу или иную организационную структуру по обеспе чению единства измерений, распорядительным документом руководителя назначают лиц, ответственных за организацию и проведение работ по метрологическому обеспечению и соблюдение метрологических правил и норм. При выполнении работ в сферах распространения государственного метроло гического надзора (торговых операций, взаимных расчетов между поставщиком и потребителем, государственных учетных операций, проведении сертификации (де кларировании) нефтепродуктов) создаются метрологические службы или иные орга низационные структуры по обеспечению единства измерений.

9.3. Основные требования к средствам и методам измерений.

9.3.1. Средства измерений, используемые для определения количества неф тепродуктов при торговых операциях индивидуально или в составе ИИС, должны обеспечивать выполнение измерений с пределами относительной погрешности, установленной стандартом.

9.3.2. СИ, находящиеся в эксплуатации на нефтебазах и используемые при торговых операциях, взаимных расчетах между поставщиком и потребителем, госу дарственных учетных операциях, при хранении и потреблении энергетических ре сурсов и определении показателей энергоэффективности, характеризующих энерго сбережение на предприятии, при обеспечении охраны окружающей среды и безопас ности труда, при сертификации (декларировании) нефтепродуктов, подвергают по верке при выпуске из производства, при ввозе по импорту и эксплуатации в со ответствии с действующими нормативнотехническими документами. СИ могут также поверяться метрологической службой нефтебазы (предприя тия) или организацией, если они аккредитованы на право проведения поверочных работ. Нефтебазой должны быть составлены и согласованы с территориальным орга ном ГМС перечень СИ, подлежащих поверке, и график поверки.

9.3.3. СИ, эксплуатируемые на нефтебазах, которые не подлежат государ ственному метрологическому контролю, могут подвергаться калибровке метрологи ческой службой нефтебазы (предприятия) или организацией, аккредитованной на проведение калибровочных работ.

9.4. Порядок осуществления поверки и калибровки резервуаров и технологических трубопроводов.

9.4.1. Резервуары нефтебаз, используемые при государственных учетных и торговых операциях при взаиморасчетах между поставщиком и потребителем, подлежат поверке органами ГМС или организацией, аккредитованной на проведение поверочных работ. Порядок проведения поверки и оформление градуировочных таблиц регламентируется действующими государственными стандартами.

9.4.2. Резервуары и технологические трубопроводы нефтебаз, используемые для технологических операций и при внутреннем учете, подлежат калибровке (определению вместимости и градуировке). Калибровку резервуаров рекомендуется проводить в соответствии с положе нием действующих государственных стандартов, используемых при поверке. Калибровку технологических трубопроводов * в соответствии с действующими норматив нотехническими документами. Градуировочные таблицы утверждаются руководителем нефтебазы. Калибровка резервуаров и технологических трубопроводов проводится перед вводом их в эксплуатацию (после строительства и гидравлических испытаний), по истечении срока действия градуировочной таблицы, после капитального ремонта в случае внесения конструктивных изменений, влияющих на вместимость. При изменении схемы технологических трубопроводов, их протяженности и диаметров проводится внеочередная калибровка.

9.4.3. Срок действия градуировочных таблиц резервуаров и технологических трубопроводов * не более 5 лет.

9.5. Порядок проведения поверки автоцистерн регламентируется стан дартом. Погрешность измерения массы нефтепродукта в автоцистерне должна соответствовать погрешности, установленной стандартом. Межповерочный интервал для автоцистерн не должен превышать одного года. Свидетельство о поверке должно находиться у водителя автоцистерны.

X. Пожарная безопасность[править]

10.1. При эксплуатации нефтебазы необходимо соблюдать требования правил пожарной безопасности, утвержденных в установленном порядке.

10.2. Пожарная безопасность нефтебазы должна обеспечиваться системами предотвращения пожара и противопожарной защиты в соответствии с требованиями действующих нормативнотехнических документов.

10.3. Системы пожаротушения, сигнализации, связи и первичные средства пожаротушения должны быть в исправном состоянии и постоянной готовности к действию.

10.4. Для каждого цеха, производственного участка, подразделения должны быть разработаны документы по пожарной безопасности с учетом специфики производства.

10.5. Электрооборудование и средства автоматизации, находящиеся во взрывоопасных зонах, должны соответствовать классификации помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности, установленной действую щей нормативнотехнической документацией.

10.6. Для повышения защищенности нефтебаз к возникновению и развитию пожаров создается комплекс дополнительных технических и организационных мероприятий:

  • модернизация оборудования, установок;
  • применение взрывобезопасных технологий хранения нефтепродуктов;
  • противоаварийная защита, способная предотвратить аварийный выход нефтепродукта;
  • противопожарная защита, обеспечивающая предотвращение развития пожара;
  • организационные мероприятия по подготовке персонала нефтебазы к предупреждению, локализации и ликвидации аварий и пожаров.


PD-icon.svg Это произведение не является объектом авторского права.
В соответствии со статьёй 1259 Гражданского кодекса Российской Федерации официальные документы государственных органов и органов местного самоуправления муниципальных образований, в том числе законы, другие правовые акты, решения судов, иные материалы законодательного, административного и судебного характера, официальные документы международных организаций, а также их официальные переводы, государственные символы и знаки, а также символы и знаки муниципальных образований не являются объектами авторских прав.


См. также[править]