Logo GenDocs.ru


Поиск по сайту:  


Правила технической эксплуатации нефтебаз - файл 1.doc


Правила технической эксплуатации нефтебаз
скачать (374.5 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc375kb.24.11.2011 09:33скачать

содержание

1.doc

1   2   3   4   5   6
Реклама MarketGid:
^ 4. ПРИЕМ И ОТПУСК НЕФТЕПРОДУКТОВ
4.1. Общие положения
4.1.1. Технология приема и отпуска нефтепродуктов на нефтебазах зависит от вида транспортных средств, которыми доставляется и отгружается нефтепродукт, климатических условий, интенсивности сливоналивных операций и физико-химических свойств нефтепродуктов.

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

4.1.3. Принимать и отпускать нефтепродукты нефтебазы должны только через специальные 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, автоэстакадах, через отдельные стояки;

в бочки, бидоны и другую тару - через разливочные и расфасовочные;

по отводам от магистральных нефтепродуктопроводов.

4.1.4. Перечень, упаковка и маркировка нефтепродуктов, допущенных к перевозке наливом в вагонах-цистернах, морских и речных судах, автомобильным транспортом, подготовка транспортных средств для налива и транспортирования должны соответствовать требованиям ГОСТ 1510.

4.1.5. При недопустимости смешения сливаемого или наливаемого нефтепродукта с другими нефтепродуктами операции по сливу или наливу следует производить на отдельных сливоналивных устройствах.

4.1.6. Слив и налив легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов, относящихся к вредным веществам 1 и 2 класса опасности, должен быть герметизирован.

Классификация вредных веществ принимается по ГОСТ 12.1.007.

Операции с этилированными бензинами производятся при условии обязательного выделения для этих целей отдельных трубопроводов, коллекторов и сливоналивных устройств.

4.1.7. Температура нефтепродуктов, наливаемых в транспортные средства, не должна превышать установленную ГОСТ 1510.

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

4.1.9. Максимальная безопасная скорость слива-налива нефтепродукта зависит от свойств нефтепродукта, диаметра и свойств материалов стенок трубопровода и должна устанавливаться согласно "Рекомендациям по предотвращению опасной электризации нефтепродуктов при наливе в вертикальные и горизонтальные резервуары".

4.1.10. Перекачку нефтепродуктов на нефтебазе (сливоналивные операции, внутрибазовые перекачки) разрешается начинать только по указанию ответственного лица, на которое в соответствии с должностной инструкцией возложены эти операции.

Все проводимые технологические перекачки нефтепродуктов, в т.ч. при выдаче заданий подчиненным но смене лицам (старший оператор - оператору), должны фиксироваться в журнале распоряжений (указаний) по подготовке к перекачке нефтепродуктов (Приложение 2).

4.1.11. Работники, проводящие технологические операции по приему и отпуску нефтепродуктов, должны:

знать размещение, устройство и порядок обслуживания оборудования, сооружений и трубопроводов;

знать технологические схемы трубопроводных коммуникаций и руководствоваться данными, приведенными в утвержденных руководством предприятия технологических картах резервуаров;

проводить измерение и определение массы принимаемых, хранимых и отпускаемых нефтепродуктов; обеспечивать сохранность качества и количества нефтепродуктов при операциях их приема и отпуска.

4.1.12. 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.

4.1.13. Швартовка судов к морским и речным причалам для слива-налива нефтепродуктов или бункеровки разрешается только при скорости прижимного ветра до 7,4 м/с, а отжимного ветра - до 10 м/с.

4.1.14. Подниматься и проводить работы (отбор проб, измерение уровня и др.) на резервуарах, цистернах и других конструкциях на высоте при обледенении, 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, страховочный пояс и т.п.).

4.1.15. Запрещается погрузка-выгрузка затаренных нефтепродуктов башенными и портальными кранами и погрузочными мостами при скорости ветра 12,5 м/с и более, остальными средствами - при скорости ветра 15 м/с и более.

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

4.1.17. Предельное значение температур наружного воздуха и силы ветра в данном климатическом районе, при котором приостанавливаются всякие работы на открытом воздухе, устанавливается администрацией города (района) по месту проведения работ с учетом требований 4.1.16.
^ 4.2. Прием и отпуск нефтепродуктов в железнодорожные цистерны
4.2.1. Операции по приему (сливу) и отпуску (наливу) нефтепродуктов, перевозимых в железнодорожных цистернах, должны производиться, как правило, на подъездных железнодорожных путях, оборудованных специальными одно- и двухсторонними эстакадами, наличными или сливными устройствами, грузовыми, зачистными и воздушно-вакуумными коллекторами, сборниками, промежуточными резервуарами для мазута и масел, узлами учета нефтепродукта, средствами подъема и опускания нагревательных приборов и перемещения цистерн вдоль фронтов.

4.2.2. Пригодность цистерн для перевозки соответствующего груза в коммерческом отношении определяет отправитель, который несет ответственность за потерю качества нефтепродукта в результате налива в несоответствующую или неочищенную цистерну, а также за последствия неправильного их использования.

4.2.3. В пунктах налива нефтегрузов цистерны до подачи под налив осматривают приемщики грузоотправителя одновременно с работниками дорог на путях станции или промывочно-пропарочных предприятий. Дефекты внутренней поверхности котла цистерны, обнаруженные в пункте налива после приема цистерн приемщиками грузоотправителя, устраняются грузоотправителем.

4.2.4. При подаче цистерн с промывочно-пропарочных 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 за счет железной дороги.

4.2.5. Налив нефтепродуктов должен осуществляться, как правило, по закрытой бесшланговой системе автоматизированных шарнирно-сочлененных или телескопических устройств, оборудованных автоматическими ограничителями налива, обеспечивающими предотвращение перелива цистерн, а также устройствами для герметизации налива с отводом паров на регенерационную установку или газосборную систему.

4.2.6. Освобождение от остатков нефтепродукта наливных устройств и коллекторов должно проводиться с помощью дренажных трубопроводов и самовсасывающих насосов или другим эффективным методом.

4.2.7. Работники перед наливом железнодорожных цистерн должны:

визуально определить степень загрязнения наружной и внутренней поверхностей цистерны;

проверить отсутствие в цистернах посторонних предметов;

установить внутри цистерн наличие мазеобразных отложений, льда или воды;

установить наличие остатка нефтепродукта в котле цистерны;

измерить количество остатка нефтепродукта, определить его марку и соответствие наливаемому нефтепродукту;

проверить загрязненность (замазученность) колпака, крышки, рабочей площадки и лестницы цистерны;

проверить техническое состояние шарнира крышки люка, спецлаза люка или выступа крышки, наличие бензостойкой резиновой прокладки в спецлазе люка;

проверить техническое состояние гаек-барашков, обеспечивающих герметичность закрытия крышки колпака;

установить наличие заглушки патрубка нижнего сливного прибора, прижимного винта или скобы заглушки и проверить их техническое состояние;

проверить техническое состояние лестниц, крепления стенок, перил, поручней, ограждений и настила рабочих площадок.

Все отмеченные неисправности и недостатки оформляются актом по установленной форме.

4.2.8. Прием под налив железнодорожных цистерн должен производиться после отметки о проведении их технического осмотра.

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

4.2.9. Перед наливом или сливом необходимо проверить положение и техническое состояние запорной арматуры на продуктовых коммуникациях, а также исправность всех сливоналивных устройств, плотность соединений телескопических труб или рукавов. Обнаруженная течь должна немедленно устраняться.

4.2.10. Под налив должны подаваться исправные цистерны, соответствующие наливаемому нефтепродукту. Подготовку цистерн под налив нефтепродуктов производит железная дорога или грузоотправитель за счет железной дороги по соглашению, с соблюдением требований, предусмотренных типовым технологическим процессом подготовки цистерн и ГОСТ 1510.

4.2.11. 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 нефтепродукта и возвращена на станцию отправления.

Ремонт цистерн на территории сливоналивной эстакады запрещается.

4.2.12. Налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны должен производиться под слой жидкости (затопленной струей) без разбрызгивания и всплескивания 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 заземлены медной проволокой диаметром не менее 2 мм или медным тросиком сечением не менее 4 мм2, обвитыми по рукаву снаружи с шагом витка не более 100 мм. Концы проволоки или тросика присоединяются к частям трубопровода и наконечнику пайкой или болтовым соединением.

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

4.2.14. Налив отработанных нефтепродуктов в одиночные цистерны на нефтебазах с грузооборотом от 50 тыс. т и выше должен производиться на специальных наливных устройствах.

4.2.15. В целях избежания возможности замерзания высоковязких нефтепродуктов 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 незастывающим нефтепродуктом всех трубопроводов.

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

4.2.17. Перед сливом цистерн следует проверить целостность пломб отправителя с представителем железной дороги, затем проверить накладные и паспорта качества, отобрать пробы в соответствии с ГОСТ 2517, измерив при этом плотность, температуру и высоту наполнения.

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

4.2.19. В целях сокращения потерь от испарения, снижения электризации нефтепродукта и уменьшения пенообразования при сливе длина нижнего звена сливного устройства должна обеспечивать его опускание в цистерну на расстояние не более 200 мм от нижней образующей котла цистерны.

4.2.20. Слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн должен осуществляться принудительным способом (при помощи насосов) или самотеком в приемные резервуары. Для слива бензинов с высокой упругостью паров, при использовании несамовсасывающих 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 всасывание и полный слив нефтепродукта из железнодорожных цистерн (вакуумные насосы, погружные эжекторы и т.п.).

4.2.21. 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.

4.2.22. Время слива-налива маршрутов, групп и одиночных вагонов-цистерн устанавливается договором с железной дорогой согласно "Правилам перевозки грузов МПС" (раздел 41).

Время механизированного или самотечного налива или слива для всех одновременно подаваемых железнодорожных цистерн независимо от их грузоподъемности и типа нефтепродукта не должно превышать 2ч.

4.2.23. 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.

В случае затруднения слива вязких и застывающих нефтепродуктов и необходимости разогрева их в холодный период года (с 15 октября по 15 апреля) грузополучателю предоставляется на их разогрев и слив льготное время.

4.2.24. При необходимости разогрева вязких и застывающих нефтепродуктов в теплый период года начальник станции дополнительно к установленному сроку слива в соответствии с "Правилами перевозок грузов МПС" также может предоставить грузополучателю дополнительное время

4.2.25. Вязкие и застывающие нефтепродукты должны перевозиться в теплоизолированных цистернах-термосах или цистернах с паровой рубашкой.

В случае перевозки вязких и застывающих нефтепродуктов в обычных цистернах их подогревают при помощи переносных паровых змеевиков, электрических грелок и т.п.

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

4.2.27. Паровые змеевики и электрические грелки должны включаться в работу 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 °С.

4.2.28. 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 °С и не превышать 90 °С. Температура нефтепродукта при подогреве должна контролироваться и фиксироваться в журнале.

4.2.29. Применение электрогрелок должно быть согласовано с пожарным надзором и осуществляться в соответствии с инструкцией по их эксплуатации.

Подключение электрогрелок должен выполнять персонал с квалификационной группой не ниже III согласно "Правилам эксплуатации электроустановок потребителей" и "Правилам техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей".

4.2.30. Во время подогрева необходимо следить, чтобы при повышении температуры нефтепродукта не произошло его выброса из цистерны.

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

4.2.32. Любое помещение железнодорожных цистерн на эстакадах должно быть обязательно согласовано с оператором участка (цеха) налива-слива нефтепродуктов с целью тщательного осмотра готовности цистерн к перемещению.

4.2.33. 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 должны быть оговорены в договоре нефтебазы с железной дорогой
4.2.34. При подаче под слив цистерн с неисправными нижними сливными приборами получателю предоставляется дополнительное время для слива (выгрузки) нефтепродукта по согласованию с начальником станции.

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

4.2.36. Запрещается открывать неисправные нижние сливные приборы железнодорожных цистерн с помощью ломов, кувалд и других инструментов и приспособлений. В этом случае нефтепродукт должен сливаться только через верхнюю горловину цистерны.

4.2.37. Слив неисправных цистерн, как правило, следует производить на отдельно расположенных устройствах для верхнего или нижнего слива. В обоснованных случаях разрешается сливные устройства для этих цистерн предусматривать непосредственно на сливоналивной эстакаде.

4.2.38. При верхнем сливе неисправных цистерн с маловязкими низкозастывающими легковоспламеняющимися нефтепродуктами рекомендуется применять вакуумную систему слива; при этом объем сборника должен быть не менее полного объема одной сливаемой железнодорожной цистерны.

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

4.2.40. В период, когда слив или налив нефтепродукта не производится, цистерны не должны быть подсоединены к трубопроводам эстакады.

4.2.41. Слив и налив нефтепродуктов во время грозы запрещается. Люки железнодорожных цистерн при грозе должны быть закрыты.

4.2.42. Работникам, не связанным со сливоналивными операциями, находиться в зоне слива и налива нефтепродуктов запрещается.
^ 4.3. Прием и отпуск нефтепродуктов из судов
4.3.1. Технологические процессы приема и отпуска нефтепродуктов из нефтеналивных судов включают операции по сливу и наливу нефтепродуктов, бункеровки судов топливом и маслами, прием балластных, льяльных вод, а также выполнение вспомогательных операций, связанных с грузовыми работами по погрузке и выгрузке.

4.3.2. Нефтеналивные суда, прибывающие под слив-налив, по своей классификации, конструкции и оборудованию должны отвечать "Правилам Речного Регистра РСФСР", "Правилам Морского Регистра РСФСР", быть подготовленными к погрузке нефтепродуктов в соответствии с требованиями ГОСТ 1510, иметь градуировочные таблицы на грузовые танки.

4.3.3. По "Правилам Морского Регистра РСФСР" по степени огнеопасности нефтепродукты, перевозимые на танкерах, подразделяются на три разряда: с температурой вспышки 28 °С и ниже; от 28 °С до 65 °С; 65 °С и выше.

4.3.4. По "Правилам Речного Регистра РСФСР" нефтеналивные суда делятся на две категории: суда, перевозящие нефтегрузы с температурой вспышки до 45 °С включительно, и суда, перевозящие нефтегрузы с температурой вспышки выше 45 °С.

4.3.5. При сливе и наливе нефтепродуктов с температурой вспышки паров 120 °С и ниже должны применяться закрытые сливоналивные устройства. Для нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 120 °С и мазутов допускается негерметизированная погрузка-выгрузка судов.

4.3.6. Погрузка и выгрузка судов должна производиться через стационарные или плавучие, а при необходимости и бункеровочные причалы. На закрытых от волнения рейдах сливоналивные операции могут производиться на беспричальных устройствах через подводные трубопроводы.

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

4.3.8. Для определения возможности слива-налива нефтепродуктов пришвартовавшееся нефтеналивное судно тщательно осматривают представители пароходства, нефтебазы и пожарной охраны.

4.3.9. В случае, когда судно в следующем рейсе предназначается под нефтепродукт, налив которого требует специальной подготовки судна (удаление остатка, промывка, дегазация и т.п.), то такая подготовка (зачистка) производится грузовладельцем и пароходством. Объем и перечень работ по зачистке устанавливается в договорах.

4.3.10. При операциях слива-налива нефтепродуктов из нефтеналивных судов, обслуживающий персонал по указанию ответственного работника нефтебазы должен:

до погрузки судов проверить подготовленность грузовых танков в соответствии с ГОСТ 1510;

до выгрузки судов проверить паспорта качества, отобрать пробы нефтепродукта в соответствии с ГОСТ 2517 и провести их анализ;

измерить высоту взлива нефтепродуктов, а также определить высоту слоя подтоварной воды в наливных судах и массу поступившего нефтепродукта;

провести контрольные измерения массы нефтепродукта в резервуарах, подготовленных для сливоналивных операций, а также убедиться в исправности оборудования этих резервуаров;

определить шлангующие устройства для подсоединения к судну;

подготовить насосы и трубопроводы согласно технологической схеме перекачки;

по окончании слива-налива произвести зачистку шлангующих устройств и коммуникаций;

по окончании слива-налива закрыть задвижки на трубопроводах и дать распоряжение на отсоединение шлангующих устройств и приведение их в исходное положение.

К операциям по сливу-наливу судна можно приступить после проверки ответственным работником предприятия выполнения его указаний по подготовке к данным операциям.

4.3.11. Стояночное время наливных судов под сливом или наливом исчисляется в соответствии с действующими судовыми нормами погрузки и выгрузки, уточненными для каждого конкретного бассейна. Эти нормы должны учитывать диаметры и длины трубопроводов, геодезические отметки (резервуар-судно), типы судов и безопасные скорости перекачки нефтепродуктов.

4.3.12. Количество сливоналивных устройств (стендеров), их взаимное расположение и специализация должны соответствовать ассортименту нефтепродуктов и обеспечить выполнение судочасовых норм слива-налива 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.

4.3.13. 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) трубопровода нефтеналивного судна или плывучих перекачивающих станций к шлангующему устройству. Наблюдение за трубопроводами до причала входит в обязанности вахтенного персонала наливных судов и плавучих перекачивающих станций.

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

4.3.15. На причалах должны находиться специальные приспособления для надежного заземления трубопроводов и судна в соответствии с действующими нормами и ПУЭ.

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

4.3.17. Швартовка судов с нефтепродуктами, температура вспышки которых 28 °С и ниже, к причалам должна производиться только неметаллическими канатами.

В виде исключения может быть допущено использование металлических тросов; при этом рабочие места палубы и битенги швартовых кнехтов должны быть покрыты настилами или изолирующими материалами, предотвращающими искрообразование. Прием и отдача швартовых концов должны обеспечиваться владельцем причала.

4.3.18. Нефтебаза до начала налива нефтепродуктов в судно обязана передать капитану сведения о наименовании нефтегруза, его температуре, температуре вспышки, плотности и количестве, без чего капитан не имеет права принимать нефтегруз. Грузоотправитель несет ответственность за правильность сведений о грузе.

4.3.19. Капитан, принявший нефтегруз к перевозке, при необходимости может требовать проверки (путем анализа) правильности сделанного грузоотправителем сообщения.

4.3.20. Слив и налив нефтеналивных судов у причалов должны производиться силами и средствами нефтебазы. Танкеры должны сливаться своими средствами.

В пунктах, где у отправителей и получателей отсутствуют средства для слива и налива, эти операции могут выполняться пароходствами со взысканием стоимости работ по действующим тарифам.

4.3.21. Вязкие и высоковязкие нефтепродукты при сливе-наливе речных судов должны иметь температуру, обеспечивающую выполнение установленных норм перегрузочных работ в пунктах слива-налива, но не выше 70 °С.

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

4.3.23. Запрещается налив в морской танкер горючих нефтепродуктов, имеющих температуру выше 65 °С. Прием на судно горючих нефтепродуктов тяжелых сортов (мазута, автола, нигрола) в Каспийском бассейне допускается при температуре, во время налива не превышающей 80 °С для мазута. 70 °С для автола и нигрола.

4.3.24. Запрещается сливать нефтепродукты первого разряда из судов непосредственно в вагоны-цистерны и обратно.

Запрещается налив нефтепродуктов в суда непосредственно из магистральных нефтепродуктопроводов.

4.3.25. В случае определения массы нефтепродукта при наливе по измерениям в судне пробы отбирают из судна, а при определении массы нефтепродукта по измерениям в береговых резервуарах пробы отбирают из резервуаров.

Из отобранных в соответствии с ГОСТ 2517 проб составляют среднюю пробу и разливают в три (при экспорте груза - в пять) бутылки, на которые наклеивают этикетки за подписью представителей нефтебазы и пароходства.

Одна бутылка 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 грузополучателю.

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

4.3.27. Отобранные из судна согласно ГОСТ 2517 пробы представители пароходства 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 представителя пароходства или нейтральной лаборатории при разногласиях по качеству сдаваемого нефтегруза.

4.3.28. Если в лаборатории установят, что качество нефтепродукта не соответствует действующему нормативному документу, нефтепродукт необходимо слить в отдельный свободный резервуар.

На нефтебазах, где нет лаборатории, нефтепродукты принимают на основании паспорта качества, направленного грузоотправителем, после определения цвета (визуально) и плотности нефтепродукта.

4.3.29. Если судно с нефтепродуктом прибыло под слив в аварийном, грузотечном или водотечном состоянии, грузополучатель принимает нефтепродукты только по измерениям в резервуарах независимо от того, каким способом определялась масса нефтепродукта в пункте погрузки, с заявлением об этом пароходству до слива.

4.3.30. При обнаружении в судне обводненных или загрязненных нефтепродуктов и подтоварной воды грузополучатель и пароходство обязаны принять меры, обеспечивающие выкачку и размещение таких нефтепродуктов в отдельных резервуарах. В целях подготовки резервуаров капитан судна или диспетчер порта информирует предприятие-грузополучатель о таких случаях заблаговременно.

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

если нефтепродукты подогреваются в течение слива с помощью переносных систем, в том числе "острым паром", или судовой стационарной, но неисправной 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.

4.3.32. В случае определения массы нефтепродукта при их приеме или отпуске по замерам в резервуарах должны соблюдаться следующие требования:

резервуары и технологические трубопроводы должны иметь надлежаще 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 водоспускных 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 ГОСТ 1510.

4.3.33. Если нефтепродукты после выкачки из судна или при сдаче с определением массы в резервуары окажутся нестандартными по содержанию воды и механических примесей и требуют отстоя, то измерительный люк, все краны и задвижки пломбируются пломбами пароходства на срок отстоя согласно табл. 4.1.


Таблица 4.1


Вид груза

Срок отстоя, ч, в период




01.05-31.08

01.09-30.04

Светлые нефтепродукты, кроме дизельного топлива

12

12

Дизельное топливо

24

30

Темные нефтепродукты

36

48

Масла

48

48


Окончательные измерения и отбор проб из таких резервуаров производятся по истечении указанных сроков отстоя.

4.3.34. В случае неисправности резервуаров, трубопроводов и задвижек, невозможности 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 документам пункта отправления.

4.3.35. 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 количество и качество остатка в нем проверяются по требованию грузоотправителя.

4.3.36. 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 воздуха.

4.3.37. При перевозке бензина в таре грузоотправитель в графе накладной "Наименование груза" должен указать "Бензин неэтилированный" или "Бензин этилированный".

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

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

в стальных бочках с герметичной укупоркой;

в прочных жестяных бидонах (с герметичными крышками или пробками), заключенных в деревянные клетки. Нефтепродукт в таре с нарушенной герметичностью к отгрузке не принимается.

4.3.39. Прием и отпуск затаренных нефтепродуктов первого и второго разрядов 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 местах возможных ударов прокладывать маты или щиты.

4.3.40. Лица, работающие на грузовой палубе при сливе или наливе нефтепродуктов первого разряда, должны быть обеспечены обувью на деревянных шпильках или с пришитыми подошвами или галошами.

4.3.41. Обслуживающему персоналу причала и судна необходимо нести постоянное наблюдение за ходом погрузки и выгрузки.

4.3.42. Погрузка выгрузка нефтеналивных судов речного флота должна соответствовать "Правилам перевозок грузов" Минречфлота.
^ 4.4. Прием нефтепродуктов от магистральных нефтепродуктопроводов
4.4.1. Нефтебазы получают нефтепродукты от магистральных нефтепродуктопроводов по отводящим распределительным трубопроводам.

Распределительные трубопроводы и находящийся в них нефтепродукт до выходной задвижки на территорию нефтебазы принадлежат магистральному трубопроводу.

4.4.2. Требования к организации и порядку приема-сдачи, учету нефтепродуктов, поступающих на нефтебазы по отводам магистральных нефтепродуктопроводов, установлены "Правилами сдачи нефтепродуктов на нефтебазы, АЗС и склады ГСМ по отводам магистральных нефтепродуктопроводов".

4.4.3. По окончании приемки (сдачи) нефтепродуктов задвижки на распределительном трубопроводе пломбируются пломбами магистрального нефтепродуктопровода.

4.4.4. Управление магистральных нефтепродуктопроводов (УМНПП) составляет и утверждает карту технологических режимов работы ответвлений, в которой указывается производительность сброса нефтепродуктов по ответвлениям, давление в характерных точках ответвления, номинальные плотности и вязкости нефтепродуктов, порядок переключения резервуаров при приеме нефтепродукта, технологические схемы предприятий распределителей и потребителей нефтепродуктов.

4.4.5. Нефтебаза обязана сообщать в соответствующие районные УМНПП обо всех изменениях в своей технологической схеме, о чем указывается в договорах.

4.4.6. При последовательной перекачке нефтепродуктов в целях их минимального смешения следует подбирать нефтепродукты, близкие по физико-химическим свойствам.

Температура бензинов при перекачке по магистральным нефтепродуктопроводам должна быть не выше 30 °С, керосинов и дизельных топлив - не выше 40 °С.

4.4.7. Отводящие распределительные трубопроводы также, как и магистральный нефтепродуктопровод, должны быть оборудованы устройствами контроля за их техническим состоянием, а также средствами автоматизации и механизации, обеспечивающими редуцирование давления нефтепродукта, ручное, местное и дистанционное закрытие запорной арматуры с диспетчерского пункта магистрального трубопровода или предприятия в случае утечек нефтепродукта из трубопровода.
^ 4.5. Отпуск нефтепродуктов в автоцистерны и тару
4.5.1. Отпуск нефтепродуктов в автоцистерны производится через системы автоматизированного налива, автоэстакады и одиночные стояки.

4.5.2. Для налива нефтепродуктов в автомобильные цистерны, прицепы и полуприцепы должны применяться специальные, в т.ч. автоматизированные устройства верхнего и нижнего налива, оборудованные счетно-дозирующими устройствами, насосным агрегатом, пультом дистанционного управления, устройствами для предотвращения перелива и герметизации процесса налива, а также автоматизированными системами измерения количества наливаемых нефтепродуктов в единицах массы (объема) и оформления товарных документов.

4.5.3. Для уменьшения гидравлических ударов, предотвращения проявлений статического электричества и достижения более точной высоты уровня взлива нефтепродуктов в автоцистерны наливное устройство следует оснащать оборудованием, обеспечивающим подачу нефтепродукта с пониженной производительностью в начальной и завершающей стадиях налива.

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

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

4.5.6. Используемые счетчики и фильтры должны соответствовать условиям их применения по давлению, вязкости нефтепродуктов, производительности и другим данным.

4.5.7. Автомобильные цистерны, подаваемые под налив нефтепродуктов, должны быть подготовлены согласно требованиям табл.2 ГОСТ 1510.

4.5.8. Соединительные трубопроводы от раздаточных резервуаров до наливных устройств должны быть раздельными для каждой марки (сорта) нефтепродукта, отгружаемого в автотранспорт. Последовательная перекачка по ним не допускается.

4.5.9. Должностные лица нефтебазы обязаны перед наливом в цистерну легковоспламеняющегося нефтепродукта проверить исправность искрогасителя на автомобильной цистерне, заземляющего устройства, наличие двух огнетушителей, ящика с сухим песком и лопаты.

На цистерне должен быть знак опасности согласно ГОСТ 19433. Автоцистерны должны заземляться цепью длиной 100-200 мм.

4.5.10. Сливоналивные устройства автоцистерн должны быть исправными; люки должны быть снабжены стойкими к нефтепродуктам прокладками и не допускать выплескивания и подтекания нефтепродуктов при транспортировании.

4.5.11. Неисправные и неукомплектованные пожарным инвентарем автоцистерны к наливу нефтепродуктом не допускаются.

4.5.12. Для обеспечения правильного пользования системами налива водители автоцистерн должны пройти на станции налива инструктаж.

4.5.13. Налив нефтепродуктов с помощью системы АСН осуществляется в следующем порядке:

водитель, подъехав к диспетчерской, сдает документы на право получения нефтепродукта. Диспетчер определяет номер поста налива, сбрасывает показания пульта на нуль, ставит ключ управления в положение "Разрешено" и передает водителю ключ (или два ключа, если автоцистерна с прицепом и налив будет осуществляться двумя стояками);

водитель подъезжает к указанному посту налива, заземляет автоцистерну, сбрасывает показания счетчика на нуль, открывает горловину цистерны, опускает в нее наливную трубу, вставляет ключ в гнездо клапана-дозатора; при этом включается насосный агрегат и на клапане-дозаторе загорается сигнал "Открой клапан". Водитель нажатием рычага открывает клапан - начинается налив;

при достижении в цистерне заданного уровня нефтепродукта срабатывает датчик уровня и налив прекращается. Налив может быть прекращен нажатием кнопки "Стоп" на клапане-дозаторе или на пульте дистанционного управления наливом;

водитель вынимает и приводит в первоначальное положение наливную трубу, закрывает люк цистерны, вынимает ключ, покидает пост налива, передает ключ диспетчеру и получает оформленные документы на полученный нефтепродукт.

4.5.14. Налив нефтепродуктов в автоцистерны должен производиться при неработающем двигателе. Допускается налив при работающем двигателе в условиях отрицательных температур.

4.5.15. Автоцистерны с нефтепродуктами должны пломбироваться предприятием в соответствии с действующими правилами перевозок (по ГОСТ 1510), за исключением тех случаев, когда нефтепродукты вывозятся автотранспортом получателя (самовывозом). Пломбированию подлежат автоцистерны, прицепы и полуприцепы, в которых перевозится нефтепродукт. Места пломбирования устанавливаются в зависимости от конструкции автоцистерны.

4.5.16. 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.

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

4.5.18. На нефтебазах 1-4 групп отпуск этилированных, легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов должен производиться в отдельных зданиях (помещениях) или на отдельных площадках. На нефтебазах 5 группы отпуск этих нефтепродуктов можно осуществлять в одном здании при условии разделения помещений стеной, выполненной из несгораемых материалов.

4.5.19. Подача нефтепродуктов к раздаточным устройствам может осуществляться самотеком или с помощью насосов, оборудованных предохранительными клапанами, срабатывающими при повышении давления в трубопроводе при прекращении отпуска.

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

металлическая, деревянная, полиэтиленовая тара (бидоны, барабаны, ящики, банки и т.п.) должны соответствовать действующим стандартам или техническим 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 светильника во взрывозащищенном исполнении и при обнаружении посторонних предметов, грязи бракуют;

после налива нефтепродукта тару плотно закрывают пробками.

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

4.5.22. 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 автомобиля, в исключительных случаях - на двух автомобилях, если наливные устройства 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 бензосчетчиков; во время налива двигатель должен быть выключен; на заправочных площадках должен быть трос или штанга для отбуксировки автомобиля в случае пожара;

наливать нефтепродукты оператор должен при помощи наливного рукава, оборудованного краном "Автостоп", который следует заземлять;

после налива необходимо перекрыть наливные устройства и кран у счетчиков, рукав с пистолетом убрать в специально предназначенное место, бочки, залитые нефтепродуктом, закрыть пробками с прокладками.

4.5.23. Затаренные легковоспламеняющиеся жидкие, затвердевшие нефтепродукты и горюче-смазочные материалы должны храниться в специально оборудованных зданиях под навесом и на открытых площадках в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93.

4.5.24. Обслуживающий персонал обязан:

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 топливораздаточными колонками, специальными расфасовочными установками, линиями затаривания и т.п. в соответствии с паспортами и инструкциями по их эксплуатации;

применять средства механизации при выполнении погрузочно-разгрузочных работ с тарными грузами;

хранить тарные грузы (бочки, бидоны, ящики и др.) согласно требованиям пожарной безопасности и настоящих Правил.
^ 4.6. Перекачка нефтепродуктов по технологическим трубопроводам
4.6.1. В состав технологических трубопроводов входят внутрибазовые нефтепродуктопроводы, соединительные детали трубопроводов, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, узлы учета и контроля, фильтры-грязеуловители и другие устройства.

4.6.2. Технологическая схема трубопроводов нефтебаз должна предусматривать возможность выполнения всех основных и вспомогательных операций по перекачке нефтепродуктов (слив-налив, прием из нефтепродуктопроводов, внутрибазовую 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.

4.6.3. Технологическая схема трубопроводов должна обеспечивать предотвращение смешения, загрязнения, обводнения и потерь нефтепродуктов при соблюдении установленных правил пожарной безопасности, охраны окружающей среды и охраны труда.

4.6.4. Диаметры технологических трубопроводов должны обеспечивать максимальную производительность перекачки нефтепродуктов с учетом выполнения установленных норм времени слива-налива транспортных средств.

4.6.5. Перекачка различных нефтепродуктов по технологическим трубопроводам должна производиться в соответствии с ГОСТ 1510 и нормами технологического проектирования нефтебаз.

4.6.6. Рекомендуемый перечень нефтепродуктов, допускающий при условии опорожнения возможность перекачки по одному трубопроводу, приведен в Приложении 3.

4.6.7. Перед каждой перекачкой трубопроводы следует тщательно осматривать, а выявленные дефекты немедленно устранять. При осмотрах необходимо особое внимание обращать на состояние опор, их исправность и правильное положение труб во избежание опасного провисания и деформации, могущих вызвать аварии и утечку нефтепродукта. Компенсаторы, шарнирные соединения должны иметь свободное движение и обеспечивать герметичность.

4.6.8. При перекачке нефтепродуктов за трубопроводами должно быть установлено наблюдение. Нельзя допускать превышения установленного для данного трубопровода давления.

Запрещается эксплуатация трубопроводов, предназначенных для перекачки нефтепродуктов, при наличии хомутов.

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

4.6.10. Во избежание гидравлического удара и аварии трубопровода задвижки, краны, вентили нужно открывать и закрывать плавно.

4.6.11. После проведения измерений, оперативного переключения или осмотра 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 поломку.
^ 5. ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ
5.1. Хранение нефтепродуктов в резервуарах
5.1.1. Хранение нефтепродуктов в резервуарах должно соответствовать требованиям ГОСТ 1510.

Выбор резервуара должен быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь нефтепродукта от испарения при хранении.

5.1.2. Нефтепродукты каждого сорта или марки должны храниться в отдельных, предназначенных для них, исправных резервуарах. Особое внимание при эксплуатации резервуаров должно быть уделено их герметизации и установленному на них оборудованию.

5.1.3. Для хранения бензинов с целью сокращения потерь от испарения следует применять резервуары с защитными покрытиями (понтонами, плавающими крышами и др.) или оборудованные газовой обвязкой.

Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающими крышами.

5.1.4. На нефтебазах, наливных и перекачивающих станциях должны быть составлены технологические схемы с отображением всех трубопроводов, запорно-регулирующего оборудования, КИП, насосов, заглушек, продувочных кранов, компенсаторов, приемо-раздаточных устройств с присвоением номера каждому элементу технологической схемы.

5.1.5. Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных коммуникациях, расположении арматуры, должны вноситься в технологическую схему и доводиться до сведения обслуживающего персонала нефтебазы. Изменение действующих технологических схем без ведома главного инженера нефтебазы запрещается.

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

5.1.7. 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 сниженных пробоотборников, предусмотренных проектами и допущенных к использованию в установленном порядке.

5.1.8. 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 нефтепродуктов;

окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками;

применять теплоизоляцию поверхности резервуара.

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

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

5.1.11. При наполнении и опорожнении резервуаров с понтонами или плавающими крышами скорость подъема и опускания понтона или плавающей крыши не должна превышать 6 м/ч. Допустимая скорость подъема понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической документации на понтон.

Скорость подъема уровня нефтепродукта до нижней плоскости понтона из пенополиуретана при заполнении пустого резервуара не должна превышать 3,5 м/ч.

5.1.12. При хранении нефтепродуктов в резервуарах не допускается наличие подтоварной воды выше минимального уровня, обеспечиваемого конструкцией устройства для дренажа воды.

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

5.1.14. Застывающие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, оборудованных теплоизоляцией и средствами обогрева, обеспечивающими сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность.

5.1.15. Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах не должна превышать 90 °С и должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов в закрытом тигле не менее, чем на 35 °С. За температурой подогрева нефтепродуктов должен быть установлен постоянный контроль.

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

5.1.17. 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.

5.1.18. 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.

5.1.19. При смене сортов нефтепродуктов подготовка к заполнению резервуаров должна соответствовать ГОСТ 1510.

5.1.20. Территория резервуарного парка должна быть спланирована и своевременно очищена 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. Выбранный грунт удаляют в специально 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.
^ 5.2. Подогрев вязких и застывающих нефтепродуктов
5.2.1. Подогрев вязких и застывающих нефтепродуктов производят при проведении технологических операций по приему, отпуску и регенерации нефтепродуктов с целью увеличения их текучести и уменьшения гидравлического сопротивления при перекачке.

5.2.2. Для подогрева используют водяной насыщенный пар, перегретую промтеплофикационную воду или электроэнергию.

5.2.3. Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия. В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов: стационарные и переносные; общие и местные; трубчатые, циркуляционного подогрева; паровые, электрические и др.

5.2.4. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С.

5.2.5. Для подогрева вязких нефтепродуктов в вертикальных резервуарах используются, как правило, стандартные секционные трубчатые подогреватели, а в горизонтальных резервуарах - также змеевиковые подогреватели.

5.2.6. 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.

5.2.7. 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 температуры подогрева зависят от конкретных условий слива-налива, температуры нефтепродукта и окружающей среды, а также от свойств нефтепродукта и т.п.

5.2.8. При самотечном сливе-наливе нефтепродуктов оптимальная температура подогрева определяется исходя из условий обеспечения слива-налива железнодорожных и автомобильных цистерн, судов в установленные сроки.

5.2.9. При принудительном сливе и наливе оптимальная температура подогрева выбирается, исходя из условия обеспечения всасывания насоса и минимальных затрат на подогрев и перекачку.

5.2.10. За оптимальную температуру подогрева нефтепродукта при наливе автоцистерн принимается такая температура, при которой слив его в пункте назначения возможен без подогрева.

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

5.2.12. При нагреве нефтепродукта с помощью стационарных секционных пароподогревателей давление насыщенного пара не должно превышать 0,4 МПа, а с помощью переносных - 0,3 МПа.

5.2.13. 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 непосредственно в нефтепродукт и конденсируется, сообщая ему необходимое тепло.

Обводненный нефтепродукт в дальнейшем должен подвергаться обезвоживанию.

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

5.2.15. Для слива низких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн предпочтителен циркуляционный способ подогрева с использованием специальных стационарных теплообменников за пределами железнодорожной эстакады.

При применении переносных пароподогревателей целесообразно предусматривать коллектор насыщенного пара с отводами к каждой цистерне. На отводах обязательна установка запорной арматуры.

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

5.2.17. С целью контроля за герметичностью пароподогревателей и предотвращения обводнения нефтепродукта необходимо постоянно наблюдать за чистотой вытекающего конденсата.

5.2.18. Конденсат от пароподогревателей, имеющий удовлетворительное качество, необходимо возвращать на внутрибазовые сети конденсаторов.

Загрязненный конденсат, очистка которого невозможна, следует охлаждать с последующим сбросом в производственную канализацию.

5.2.19. Прокладка паропроводов и конденсатопроводов должна осуществляться в соответствии с требованиями СНиП 2.04.07-86.

5.2.20. Основными технологическими операциями с применением электроподогрева на нефтебазах являются:

слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн;

перекачка нефтепродуктов по трубопроводам;

хранение нефтепродуктов в резервуарах;

налив нефтепродуктов в автоцистерны, бочки и т.д.

5.2.21. Для подогрева вязких нефтепродуктов при сливе из железнодорожных вагонов-цистерн применяют комплект грелок железнодорожных К2 ГТЦ-18М. Данный комплект предназначен в первую очередь для эксплуатации на предприятиях, не имеющих своего паросилового хозяйства.

Основные параметры и размеры комплекта грелок К2 ГТЦ-18 М приведены в табл. 5.1.
Таблица 5.1


Наименование показателя

Значение

Мощность, кВт

36

Количество грелок в комплекте, шт.

2

Напряжение переменного тока, В

380

Максимально допустимая температура на поверхности нагревателя, °С

150

Габариты грелки, мм, не более

5400x2400x385

Масса комплекта, кг, не более

316


5.2.22. При комплексном электроподогреве фронт слива вязких нефтепродуктов оснащают грелками железнодорожными и установками нижнего слива с электроподогревом. 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 нефтепродуктом включают обогрев установки нижнего слива с помощью гибких электронагревателей;

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.

5.2.23. В резервуарах осуществляют 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 температуру наиболее холодной пятидневки.

5.2.24. Общий электроподогрев применяют, если объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30 %-ной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.

5.2.25. Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме, в специальной нагревательной камере, оборудованной в резервуаре. Объем камеры принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта.

Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1-2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

5.2.26. Комбинированный способ заключается в том, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар. Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т.

Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.

Объем промежуточных резервуаров принимается равным максимальной суточной реализации нефтепродукта. Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.

5.2.27. Для разогрева нефтепродуктов в резервуарах применяют блоки электронагревателей типа БЭР, комплекты блоков КЗ БЭР-12, грелки резервуарные ГР9.

5.2.28. Погружные блоки электронагревателей резервуарные типа БЭР предназначены для разогрева вязких и застывающих нефтепродуктов с температурой вспышки паров не ниже 80 °С в резервуарах и других емкостях.

Предусмотрены блоки четырех типоразмеров мощностью 6; 9; 12 и 18 кВт.

Аналогичное назначение имеет комплект блоков электронагревателей резервуарных КЗ БЭР-12, состоящий из трех блоков мощностью по 12 кВт каждый. Общая масса комплектов блоков не более 118 кг.

5.2.29. Для разогрева вязких нефтепродуктов в раздаточных резервуарах вместимостью от 10 до 75 м3 применяют грелки резервуарные типа ГР-9, которые выпускаются двух типов соответственно для монтажа в наземных и подземных резервуарах. Основные параметры и размеры грелок ГР-9 приведены в табл. 5.2.

5.2.30. В состав всех вышеуказанных нагревательных устройств входят блокировочное устройство и терморелейный датчик, отключающий электропитание при достижении нефтепродуктом температуры (80±5) °С, а также при уменьшении высоты столба нефтепродукта над нагревателями до 500 мм для комплектов нагревателей типов КЗ БЭР-12 и К2 ГТЦ 18М, до 150 мм для грелок резервуарных типа ГР-9 и до (180-50) мм для нагревателей резервуарных типа БЭР.
Таблица 5.2


Наименование показателя

Значение

Мощность, кВт

9±0.5

Номинальное напряжение переменного тока, В

380

Максимально допустимая температура на поверхности нагревателя, °С

150

Условный проход, мм

80

Длина, мм

2500 - 3200

Масса, кг, не более

115


5.2.31. Перекачка вязких нефтепродуктов по трубопроводам на нефтебазах осуществляется со значительными перерывами, что приводит в холодное время года к застыванию нефтепродуктов в трубопроводе и насосе, расположенных на открытом воздухе. В этом случае необходимо предусматривать поверхностный обогрев трубопроводов и технологического оборудования, используя ленточные гибкие нагреватели.

5.2.32. Элементы нагревательные гибкие ленточные предназначены для разогрева или компенсации теплопотерь трубопроводов и различного технологического оборудования.

Типы нагревателей и их основные технические параметры приведены в табл. 5.3.

Ленточные нагреватели ЭНГЛ 180, ЭНГЛ 1, ЭНГЛ 2 предназначены для эксплуатации в установках (наружных и в помещениях), относящихся по пожаробезопасности к классам П-I, П-II и П-III согласно ПУЭ.

Максимальная температура на наружной поверхности нагревателей, расположенных под слоем теплоизоляции, не должна превышать указанной в табл. 5.3.

Это требование должно обеспечиваться потребителем путем установки терморегулирующих или термоограничительных приборов.

Элементы нагревательные гибкие ленточные ЭНГЛ 1Ех и элементы нагревательные гибкие кабельные ЭНГК Ех-1 имеют взрывозащищенное исполнение. Климатическое исполнение и категория их размещения УХЛ2 - по ГОСТ 15150.

5.2.33. Гибкие нагреватели должен обслуживать слесарь-электрик, прошедший инструктаж по охране труда при работах, связанных с обслуживанием электронагревательного оборудования.

Персонал, обслуживающий средства комплексного электроподогрева вязких нефтепродуктов, обязан: знать схему питания нагревателей и схему регулирования температуры; строго соблюдать режим работы нагревателя, не допуская превышения заданной температуры; знать и соблюдать правила охраны труда; уметь определять неполадки в работе нагревателя.
Таблица 5.3


Тип нагревателя

Нормативный

документ

Удельная мощность, Вт/м

Рабочее напряжение, В

Максимальная температура на поверхности нагревателя, °С

ЭНГЛ 180

^ ТУ 63 РСФСР-3-76

40, 60, 80, 100

220

180

ЭНГЛ 1

ТУ 112-РСФСР-004-88

40, 60, 80, 100

220, 380

180, 200

ЭНГЛ 2

^ ТУ 112-РСФСР-042-92

15, 30, 40

220

60

ЭНГЛ 1Ех

ТУ 112-РСФСР-039-91

40, 60, 80, 100

220, 380

180

ЭНГК Ех-1

^ ТУ 112-РСФСР-037-91

20, 30, 40, 50

220, 380

180


5.2.34. Во время работы системы электроподогрева обслуживающий персонал обязан следить за температурой с помощью приборов регулирования и контроля, не допуская перегрева; при обнаружении неисправностей в системе электронагревателя немедленно принять меры по их устранению.

В случае перегрева или других неисправностей должно быть немедленно отключено электропитание.

Включение электроподогрева допускается только после полного устранения неисправностей.

5.2.35. При эксплуатации систем электроподогрева запрещается:

производить работы на установке, находящейся под напряжением, за исключением особых случаев, связанных с контрольно-измерительными и поверочными операциями;

включать погружные нагреватели без блокировочного устройства;

включать нагревательные устройства с сопротивлением изоляции ниже нормы;

производить электромонтажные работы без средств защиты от атмосферных осадков;

включать нагревательные устройства без защитного заземления;

включать неисправную систему электроподогрева и нагреватели с нарушенными герметизирующими покрытиями или изоляцией выводов.

ремонтировать, сматывать и устанавливать гибкие ленточные нагреватели, находящиеся под напряжением.
^ 5.3. Обезвоживание нефтепродуктов
5.3.1. В зависимости от физико-химических 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.

5.3.2. Наиболее эффективным способом обезвоживания высоковязких мазутов является термохимический способ обезвоживания в резервуарах с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ) - деэмульгаторов.

Наиболее эффективным деэмульгатором для обезвоживания мазутов и мазутных зачисток является кальцинированная сода. Зачистки - это отходы нефтепродуктов, которые образуются в результате очистки и отмывки резервуаров и транспортных емкостей (резервуаров, речных и морских нефтеналивных судов, железнодорожных цистерн).

5.3.3. Отстой воды и загрязнений (механических примесей) в смазочных маслах и мазутах эффективен только при нагреве до 70-90 °С.

При нагреве выше 100 °С возможно вскипание воды, находящейся в нефтепродукте.

Отстой необходимо производить при выключенных подогревателях.

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

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

5.3.6. 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.
^ 5.4. Хранение нефтепродуктов в таре
5.4.1. Хранение нефтепродуктов в таре осуществляют в специально оборудованных складских зданиях, под навесом и на открытых площадках. Способ хранения принимают в зависимости от климатических условий, физико-химических свойств хранимых нефтепродуктов, вида тары.

Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов, а также нефтепродуктов в деревянной таре на открытых площадках не допускается.

Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов под навесом может быть допущено в исключительных случаях, при соответствующем обосновании.

Вид тары для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510.

5.4.2. Горючие нефтепродукты в таре допускается хранить в одноэтажных подземных сооружениях. На предприятиях III категории с общим объемом резервуаров до 20000 м3 включительно допускается хранить нефтепродукты с температурой вспышки выше 120 °С в количестве до 60 м3 в подземных сооружениях из сгораемых материалов при условии засыпки этих сооружений слоем земли (с уплотнением) толщиной не менее 0,2 м и устройства пола из несгораемых материалов.

5.4.3. Предприятия, затаривающие нефтепродукты в металлические бочки, должны оснащаться автоматизированными и механизированными средствами по обработке бывшей в употреблении транспортной тары (очистка, пропарка, промывка, просушка, проверка на герметичность и окраска), а также оборудованием по производству мелкого и среднего ремонта. Требования к отремонтированным бочкам регламентированы РСТ РСФСР 771-90.

5.4.4. Вновь изготовляемая металлическая тара должна иметь внутреннее маслобензостойкое и паростойкое защитное покрытие, обеспечивающее электростатическую искробезопасность.

Допускается по согласованию с потребителем затаривать нефтепродукты в тару разового использования, не имеющую внутреннего защитного покрытия.

5.4.5. После налива нефтепродуктов тара должна быть снаружи чистой и сухой, за исключением тары, покрытой консервационными смазками. Нефтепродукты, поставляемые в районы Крайнего Севера, должны упаковываться согласно ГОСТ 15846.

5.4.6. Складские здания и площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны быть оснащены средствами механизации для погрузочно-разгрузочных и транспортных операций.

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

подъездные пути для автомобилей и механических погрузчиков;

эстакады для погрузки (выгрузки) тарных нефтепродуктов из железнодорожных вагонов;

систему вентиляции, обеспечивающую 2-3-хратный обмен воздуха;

не менее двух дверей (ворот).

Окна хранилищ оборудуются 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 и специальные приемники.

Хранилища должны быть оборудованы средствами механизации для работ по погрузке (выгрузке), необходимыми контрольно-измерительными приборами и приспособлениями.

Стеллажи и штабеля с затаренными нефтепродуктами должны быть пронумерованы и установлены с учетом обеспечения свободного доступа к таре и применения 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.

5.4.8. Площадки (открытые и под навесами) для хранения нефтепродуктов в таре должны быть с твердым грунтом и уклоном для стока поды. По периметру площадок должно предусматриваться замкнутое обвалование или ограждающая стенка из негорючих материалов высотой 0,5 м. В местах прохода или проезда на площадку должны предусматриваться пандусы.

5.4.9. При хранении нефтепродуктов в таре (бочках, канистрах, ящиках и др.) в складских зданиях и под навесами следует соблюдать следующие условия:

высота стеллажей или штабелей поддонов - не более 5,5 м;

размещение тары на каждом ярусе стеллажа - в один ряд по высоте и в два ряда по ширине;

ширина штабеля - из условия размещения не более четырех поддонов;

ширина проездов между стеллажами и штабелями - в зависимости от габаритов применяемых средств механизации, но не менее 1,4 м;

проходы между стеллажами и штабелями - шириной 1 м;

расстояние от верха тары до потолка - не менее 1 м;

расстояние от стенки до штабеля - 0,8 м.

5.4.10. При хранении нефтепродуктов в таре на открытых площадках следует соблюдать следующие условия:

количество штабелей тары с нефтепродуктами - не более шести;

размеры штабеля, не более: длина - 25 м; ширина - 15 м; высота 5,5 м;

укладка тары и поддонов в штабеля - в два ряда с проходами и проездами между ними в соответствии с 5.4.9;

расстояние между штабелями на площадке - 5 м, между штабелями соседних площадок - 15 м.

5.4.11. Металлические бочки следует хранить в положении лежа (наливное отверстие расположено на корпусе) и стоя (отверстие расположено в дне).

Бочки укладывают штабелями не более пяти ярусов. Бочки нижнего яруса укладывают на деревянные подкладки толщиной не менее 100 мм.

5.4.12. Порожняя металлическая и деревянная тара, бывшая в употреблении и загрязненная нефтепродуктами, должна храниться на открытых площадках.

Количество штабелей порожних бочек по высоте - не более четырех. Горловины бочек должны быть закрыты пробками, а у бочек со съемным дном должна быть приклеена прокладка, установлены съемное дно и стяжной обруч.

5.4.13. Складские помещения, в которых нормами технологического проектирования температура внутреннего воздуха не нормируется или допускается ниже 0 °С, не отапливаются.

5.4.14. Электротехнические установки и осветительная сеть в складских помещениях должны отвечать требованиям ПУЭ.

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

5.4.15. Погрузку и выгрузку грузов, поступающих железнодорожным и автомобильным транспортом, выполняют на закрытых, с навесом или открытых грузовых платформах, исходя из требований технологии хранения грузов и защиты их от атмосферных воздействий.

Длина и ширина грузовых платформ для выгрузки и погрузки тарных нефтепродуктов в железнодорожный и автомобильный транспорт должны соответствовать грузообороту, вместимости хранилища, а также габаритам применяемых транспортных средств.

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

5.4.18. Тарные хранилища должны ежесуточно осматриваться ответственным работником нефтебазы. При осмотре проверяется состояние укупорки тары. При наличии течи принимаются меры к ее устранению.
^ 6. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБЪЕКТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ
6.1. Общие положения
6.1.1. На нефтебазах эксплуатируется большое количество сооружений и оборудования, предназначенных для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов.

6.1.2. При эксплуатации нефтебаз сооружения и оборудование должны соответствовать требованиям нормативных документов и находиться в исправном состоянии.

Запрещается эксплуатация сооружений, оборудования, механизмов, инструмента в неисправном состоянии, а также при нагрузках и давлениях выше паспортных.

6.1.3. Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт сооружений и оборудования на нефтебазах должны осуществляться в строгом соответствии с требованиями нормативно-технических документов на эти сооружения и оборудование, "Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения" ВППБ 01-01-94, "Правил по охране труда при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций" ПОТ РО-112-001-95 и настоящих Правил.

6.1.4. Для применяемого в технологическом процессе основного оборудования проектной организацией должен устанавливаться допустимый срок службы (ресурс), а для трубопроводов и арматуры - расчетный срок эксплуатации, что должно отражаться в проектной документации и техническом паспорте.

6.1.5. Пуск в эксплуатацию модернизированного или вновь смонтированного оборудования осуществляется комиссией после проверки соответствия его проекту и нормативной документации.

6.1.6. При обнаружении в процессе технического освидетельствования, монтажа или эксплуатации несоответствия оборудования требованиям нормативных документов, оно не должно быть допущено к эксплуатации.

Изменение в конструкцию оборудования может быть внесено только по согласованию с организацией-разработчиком (организацией-проектировщиком) этого оборудования.
6.1. Резервуары
6.2.1. Эксплуатация резервуаров, их техническое обслуживание, ремонт и приемка новых резервуаров должны осуществляться в соответствии с требованиями "Правил технической эксплуатации резервуаров и руководством по их ремонту".

6.2.2. Резервуары следует размещать в резервуарных парках группами.

При расширении, реконструкции и модернизации резервуарных парков нефтебаз необходимо руководствоваться требованиями, изложенными в СНиП 2.11.03-93.

6.2.3. Основание резервуара следует защищать от размыва атмосферными водами, обеспечивать беспрепятственный их отвод с площадки резервуарного парка или от отдельно стоящего резервуара к устройствам канализации. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара.

Разность отметок диаметрально противоположных точек днища эксплуатируемых резервуаров не должна превышать 150 мм.

6.2.4. По периметру каждой группы наземных резервуаров должно быть замкнутое земляное обвалование шириной по верху не менее 0,5 м или ограждающая стена из негорючих материалов, рассчитанные на гидростатическое давление разлившейся 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 10000 м3 и 1,5 м для резервуаров вместимостью 10000 м3 и более.

Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающих стен следует принимать не менее 3 м от резервуаров вместимостью до 10000 м3 и 6 м - от резервуаров вместимостью 10000 м3 и более.

Группа из резервуаров вместимостью 400 м3 и менее общей вместимостью до 4000 м3, расположенная отдельно от общей группы резервуаров (за пределами ее внешнего обвалования), должна быть ограждена сплошным земляным валом или стеной высотой 0,8 м при вертикальных резервуарах и 0,5 м при горизонтальных резервуарах. Расстояние от стенок этих резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования не нормируется.

6.2.5. Приемку нового резервуара в эксплуатацию после монтажа осуществляет специальная комиссия из представителей строительной и монтажной организаций, заказчика, представителя пожарной охраны и других заинтересованных организаций.

6.2.6. Герметичность всех швов днища проверяют с помощью вакуум-камеры, а швов прочих частей резервуара - керосином.

При необходимости следует применять контроль сварных соединений просвечиванием, проникающим излучением или ультразвуковой дефектоскопией.

6.2.7. Приемку резервуаров в эксплуатацию проводят после гидравлических испытаний резервуаров с установленным на них оборудованием, внешнего осмотра и установления соответствия представленной документации требованиям проекта.

6.2.8. Обнаруженные при внешнем осмотре дефекты необходимо устранить до проведения испытаний элементов резервуара на герметичность посредством вырубки и выплавки соответствующих участков швов с последующей сваркой.

Подчеканка сварных соединений не допускается.

6.2.9. Перед проведением гидравлических испытаний резервуаров необходимо завершить работы по устройству ливневой канализации. Перед началом наполнения резервуара с колодца ливневой канализации следует снять крышки, а вокруг колодца соорудить ограждение.

6.2.10. Испытание резервуаров на герметичность должно проводиться заполнением их водой до высоты, предусмотренной проектом.

6.2.11. Испытания резервуаров на прочность проводят только на расчетную гидравлическую нагрузку. При испытании резервуаров низкого давления принимается размер избыточного давления на 25 %, а вакуум на 50 % больше проектной величины, если в проекте нет других указаний. Продолжительность нагрузки 30 мин.

6.2.12. При приемке из монтажа резервуаров с металлическими или синтетическими понтонами необходимо проверить:

величину зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и плотность прилегания кольцевого затвора, затворов направляющих труб, труб ручного замера уровня, сниженного пробоотборника ПСР и центральной стойки;

состояние швов и материалов ковра (непровары, разрывы; трещины, посторонние включения, расслоения и вздутия не допускаются);

состояние коробов, поплавков;

наличие крепления заземления;

крепление секций затвора с кольцом жесткости;

соединение полос сетки между собой и заделку концов сетки по периметру;

наличие защиты от статического электричества;

работоспособность конструкции затвора;

работоспособность дренажных устройств;

работоспособность уровнемера, пробоотборника.

6.2.13. Если при изготовлении или монтаже понтона были допущены отступления от проекта или рекомендаций организации-разработчика, приемку следует производить в присутствии представителя организации-разработчика.

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

6.2.15. Эксплуатируемые на нефтебазах резервуары подразделяются на вертикальные стальные цилиндрические и горизонтальные стальные цилиндрические, а также на:

типовые вертикальные стальные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 20000 м3 со стационарной крышей, рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа;

с понтоном или плавающей крышей без давления;

резервуары, предназначенные для эксплуатации в районах Крайнего Севера.

6.2.16. Горизонтальные надземные и подземные резервуары рассчитаны на избыточное давление 0,07 МПа при конических днищах и 0,04 МПа - при плоских днищах.

6.2.17. Каждый эксплуатирующийся резервуар должен:

соответствовать типовому проекту, иметь технический паспорт;

быть постоянно оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренным типовым проектом и отвечающим соответствующим нормативным документам;

иметь порядковый номер, четко написанный на корпусе согласно технологической схеме резервуарного парка; номер заглубленного резервуара должен быть указан на специально установленной табличке.

6.2.18. На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта в соответствии с Приложением 4.

6.2.19. Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота (высотный трафарет), т.е. расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего края замерного люка или замерной трубы в постоянной точке измерения. Величину базовой высоты следует проверять ежегодно и оформлять актом, утвержденным руководством нефтебазы.

6.2.20. Для вертикальных стальных цилиндрических резервуаров предусматривается следующее оборудование:

дыхательные клапаны;

предохранительные клапаны;

огневые предохранители;

приборы контроля и сигнализации;

противопожарное оборудование;

приемо-раздаточные патрубки;

сифонный водоспускной кран;

люки-лазы;

люки световые;

люки замерные.

Горизонтальные резервуары оснащаются дополнительно стационарно встроенным оборудованием:

подогревателями нефтепродуктов;

лестницами;

измерительными трубами и другими необходимыми устройствами.

6.2.21. Основное 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 температуре 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;

приемо-раздаточные патрубки - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц;

перепускное устройство на приемо-раздаточном патрубке - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц;

задвижки (запорные) - каждый раз при приеме-отпуске, 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 приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц.

Результаты осмотра и устраненные неисправности оборудования и арматуры резервуаров заносят в журнал по форме, утвержденной руководством нефтебазы.

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

6.2.23. Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтепродуктами с температурой ниже 0 °С, следует оснащать непримерзающими дыхательными клапанами.

6.2.24. Специальные средства для сокращения потерь нефтепродуктов должны применяться в соответствии с проектной документацией и на основе технико-экономического обоснования.

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

6.2.25. Металлические резервуары должны периодически зачищаться:

не менее двух раз в год - для реактивного топлива, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов;

не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;

не менее одного раза в два года - для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и других аналогичных им по свойствам нефтепродуктов.

Резервуары для мазутов, моторных топлив и других аналогичных по свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.

6.2.26. Резервуары зачищают также при необходимости:

смены сорта хранящегося нефтепродукта;

освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;

очередных или внеочередных ремонтов, а также при проведении полной комплексной дефектоскопии.

6.2.27. Зачистку резервуаров от остатков нефтепродуктов следует производить механизированным способом с применением специальных средств и устройств, которые должны отвечать требованиям противопожарной безопасности.

6.2.28. Зачистка резервуаров должна выполняться в соответствии с действующей "Инструкцией по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов" с соблюдением "Правил по охране труда при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций" ПОТ РО-112-001-95 и "Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения" ВППБ 01-01-94.

6.2.29. На производство зачистных работ оформляется наряд-допуск на выполнение работ повышенной опасности по установленной форме.

К наряду-допуску должны быть приложены схемы обвязки и установки зачистного оборудования, утвержденные руководством нефтебазы по согласованию с начальником пожарной охраны.

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

в соответствии с ГОСТ 12.1.005, не более 0,1 г/м3 - для резервуаров из-под бензинов перед их ремонтом с применением огневых работ и другими работами, связанными с пребыванием работников в резервуаре без защитных средств;

не более 2,0 г/м3 (5% НПВ) при выполнении огневых работ без пребывания работников внутри резервуара;

не более 8,0 г/м3 (20% НПВ) - для резервуаров из-под светлых нефтепродуктов перед их осмотром, ремонтом (без применения огневых работ), окрашиванием, градуировкой с доступом работников внутрь резервуара (в защитных средствах);

не более 12,5 г/м3 (50% НПВ) - при выполнении указанных работ без доступа работников внутрь резервуара.

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

6.2.31. Бригада может приступить к работе внутри резервуара в присутствии ответственного лица только после получения акта готовности резервуара к зачистным работам.

Перед допуском рабочих в резервуар производится контрольный анализ воздуха на содержание в нем паров нефтепродуктов и других газов. Результаты анализа оформляются справкой по форме Приложения 5 и заносятся в журнал учета анализов концентрации паров углеводородов и других газов по форме Приложения 6. Допуск в резервуар разрешается при концентрации паров нефтепродуктов ниже ПДК в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005.

6.2.32. По окончании зачистных работ составляется акт на выполненную зачистку резервуара по установленной форме.

6.2.33. Ремонт резервуаров с ведением огневых работ может быть начат только после оформления наряда-допуска на выполнение работ повышенной опасности и акта о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ.

6.2.34. Работы по антикоррозионной защите наружной и внутренней поверхностей резервуаров выполняются в соответствии со специальными инструкциями по нанесению защитных покрытий. В качестве антикоррозионных покрытий внутренней поверхности резервуаров с нефтепродуктами применяются эмали марок ХС-717, ХС-5132, ХС-928. В качестве атмосферостойких покрытий наружных поверхностей резервуаров применяются эмали марок ПФ-5135, ПФ-115 (белая), ЭФ-5144, АК-1102, АК-194, МС-17 (серая), АС-115 и др. Защиту от коррозии наружной поверхности технологических трубопроводов следует производить полимерными покрытиями в соответствии с требованиями ГОСТ 25812, а защиту от коррозии внутренней поверхности трубопроводов - с помощью бензостойких токопроводящих эмалей типа ХС или с помощью металлизационных покрытий (алюминиевых или цинковых).

6.2.35. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их технического состояния в соответствии с "Руководством по обследованию и дефектоскопии стальных вертикальных резервуаров".

Обследование и дефектоскопию резервуаров выполняют специализированные бригады, подготовленные к выполнению определенного комплекса работ и оснащенные необходимыми приборами и инструментами.

По результатам обследования и комплексной дефектоскопии составляется заключение о техническом состоянии резервуара, его пригодности к ремонту и условиях дальнейшей эксплуатации.

Организация, подготовка и техническое выполнение ремонтных работ резервуаров выполняется в соответствии с "Правилами технической эксплуатации резервуаров и руководством по их ремонту".
^ 6.3. Технологические трубопроводы
6.3.1. В состав технологических трубопроводов входят внутрискладские нефтепродуктопроводы, соединительные детали трубопроводов, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, узлы учета и контроля, фильтры-грязеуловители и другие устройства.

6.3.2. Допускается эксплуатировать сборно-разборные трубопроводы со специальными стыковыми соединительными приспособлениями, а также трубопроводы из негорючих материалов (стеклопластиков), обеспечивающих необходимую механическую, химическую и температурную стойкость и не влияющих на качество перекачиваемых легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов. При этом должны быть предусмотрены специальные устройства для отвода статического электричества.

6.3.3. Все технологические трубопроводы должны быть отградуированы согласно Методическим указаниям "Вместимость технологических трубопроводов. Методика выполнения измерений".

6.3.4. Запорная, регулирующая, предохранительная арматура должна размещаться в местах удобных и легкодоступных для управления и обслуживания.

6.3.5. Запорная и регулирующая арматура, установленная на трубопроводах для легковоспламеняющихся и токсичных нефтепродуктов, независимо от температуры и давления среды должна быть стальной.

6.3.6. Для взрывоопасных и пожароопасных сред допускается применение арматуры из ковкого чугуна в пределах рабочих давлений и температур, с учетом следующего:

из ковкого чугуна в пределах рабочих температур среды не ниже минус 30 °С и не выше 150 °C при давлении среды не выше 1,6 МПа;

из серого чугуна в пределах рабочих температур среды не ниже минус 10 °С и не выше 100 °С при давлении среды не выше 0,6 МПа.

Коренные задвижки резервуаров должны быть стальными независимо от хранимого нефтепродукта и устанавливаться непосредственно у резервуара.

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

6.3.8. 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 арматуры.

6.3.9. В качестве запорной арматуры для трубопроводов рекомендуется применять затворы, задвижки, вентили и краны, указанные в табл. 6.1.

Таблица 6.1


Тип арматуры

Группа нефтебазы




1

2

3

4

5

Дисковые затворы с дистанционным управлением

+

+

-

-

-

Шиберные задвижки I класса плотности

+

+

+

+

+

Задвижки по ГОСТ 9698, ГОСТ 3706; вентили по ГОСТ 9697

+

+

+

+

+

Шаровые краны

+

+

+

+

+


6.3.10. Использовать регулирующие вентили и клапаны в качестве основных запорных устройств запрещается. Кроме регулирующих вентилей и клапанов должна быть установлена запорная арматура.

6.3.11. Применяемые для технологических трубопроводов фасонные соединительные детали, фланцы, прокладки и крепежные изделия по качеству и технической характеристике материала должны отвечать требованиям нормативных документов.

6.3.12. Замена прокладок и запорной арматуры на трубопроводе допускается только после снижения в нем давления до атмосферного, полного освобождения его от нефтепродукта и отключения от действующих трубопроводов.

6.3.13. Прокладка трубопроводов может быть надземной или подземной в зависимости от условий рельефа местности, агрессивности грунта, уровня грунтовых вод.

6.3.14. Колодцы и камеры управления задвижками следует располагать с внешней стороны обвалования (ограждающей стены) резервуаров. Вне камер и колодцев могут устанавливаться только приварные заглушки.

6.3.15. Надземные трубопроводы для нефтепродуктов в пределах территории резервуарных парков и сливоналивных устройств должны быть проложены на несгораемых опорах. Высота опор трубопроводов определяется местными условиями, но должна быть в местах пересечения пешеходных дорожек и тротуаров не менее 2,2 м; автодорог - 4,5 м; железнодорожных путей - 6 м.

6.3.16. 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 автодороги.

6.3.17. Для компенсаций температурных деформаций рекомендуется использовать волнистые и сильфонные компенсаторы. Повороты рекомендуются под углом 90°. Тип компенсатора определяется расчетным путем.

6.3.18. Углы пересечения трубопровода с железными и автомобильными дорогами должны предусматриваться, как правило, 90°, но не менее 60°. В обоснованных случаях допускаются уменьшенные углы пересечения до 45°.

6.3.19. Подземные трубопроводы для нефтепродуктов должны быть проложены в грунте. 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.

6.3.20. На пересечениях с внутрибазовыми железнодорожными путями, автомобильными дорогами и проездами подземные трубопроводы должны быть проложены в футляр из стальных труб, диаметр которых на 100-200 мм больше наружных диаметров 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 уплотнены и залиты битумом. На участках трубопроводов, заключаемых в защитные футляры, должно быть минимальное число сварных стыков, проверенных физическими методами контроля.

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 поверхности дорожного покрытия.

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

6.3.22. Защита наружной поверхности стальных трубопроводов от коррозии, вызываемой воздействием окружающей среды и блуждающими токами, должна отвечать требованиям ГОСТ 9.602.

6.3.23. Трубопроводы должны быть надежно заземлены. При отсутствии во фланцевых соединениях трубопроводов шайб из диэлектрических материалов и шайб, окрашенных неэлектропроводными красками, надежное заземление трубопроводов обеспечивается их присоединением к заземленным резервуарам.

6.3.24. Приказом по нефтебазе должны быть назначены ответственные за безопасную эксплуатацию трубопроводов.

6.3.25. В период эксплуатации все технологические трубопроводы должны подвергаться тщательному осмотру ответственным за их безопасную эксплуатацию. Срок осмотра устанавливается руководством нефтебазы, но не реже, чем через 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 должны быть устранены.

6.3.26. Технологические трубопроводы должны подвергаться периодической ревизии. Сроки проведения ревизии устанавливает администрация нефтебазы в зависимости от скорости их износа, опыта эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизий, но не реже одного раза в три года для трубопроводов, транспортирующих нефтепродукты, и не реже одного раза в шесть лет для остальных.

6.3.27. При ревизии технологических трубопроводов производят наружный и внутренний осмотр.

При наружном осмотре необходимо проверить: состояние сварных швов и фланцевых соединений, включая крепеж; герметичность всех соединений; состояние опорных конструкций фундаментов и подвесок; правильность работы 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 неплотности и дефекты должны быть устранены с соблюдением необходимых мер по охране труда и требований к ведению огневых работ.

6.3.28. Надежность работы технологических трубопроводов проверяют гидравлическими испытаниями на плотность не реже одного раза в три года. 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. Испытания проводят только на плотность. Устанавливаемая при этом арматура или элемент трубопровода должны быть предварительно испытаны на прочность пробным давлением.

Значения избыточных давлений испытания трубопроводов и их арматуры устанавливаются в соответствии с требованиями ГОСТ 356.

Короткие трубопроводы, работающие без избыточного давления, испытаниям не подвергаются. При испытании монтажные стыки и места сварки должны быть открыты.

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 произошли падения давления по манометру, а в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружены течи и отпотины.

6.3.29. На технологические трубопроводы, по которым транспортируются легковоспламеняющиеся жидкости (бензин, керосин) должны быть составлены паспорта (Приложение 7). На остальные технологические трубопроводы должны быть заведены эксплуатационные журналы, в которых должны отражаться даты и данные о проведенных ревизиях и ремонте.
^ 6.4. Насосные станции
6.4.1. Насосные станции должны обеспечивать выполнение основных технологических операций: слив-налив нефтепродуктов из транспортных средств (железнодорожных и автомобильных цистерн, нефтеналивных судов), налив в бочки, а также выполнение вспомогательных операций (зачистку железнодорожных цистерн, резервуаров, расфасовку нефтепродуктов в мелкую тару, внутрибазовые перекачки и т.п.).

6.4.2. Тип насосных агрегатов зависит от:

физико-химических свойств нефтепродуктов - вязкости, плотности, температуры вспышки, давления насыщенных паров и коррозионных свойств нефтепродуктов;

требуемой высоты всасывания, подачи и напора для обеспечения выполнения часовых норм слива-налива;

условий энергоснабжения (пар, электроэнергия);

класса взрывоопасности помещения;

назначения операций (грузовые, вспомогательные).

6.4.3. Ограничение скорости налива легковоспламеняющихся и горючих жидкостей до безопасных пределов должно обеспечиваться перепуском части нефтепродукта во всасывающий трубопровод насоса. Процент перепускаемого нефтепродукта зависит от технической характеристики насосов и выбирается исходя из автоматического поддержания постоянного давления в напорном трубопроводе и коллекторах эстакады в процессе налива.

6.4.4. Насосы для перекачки нефтепродуктов следует размещать в зданиях, на открытых площадках или под навесом (если конструкция насосов и двигателей допускают эксплуатацию на открытом воздухе). Все движущиеся части агрегата должны быть защищены надежно закрепленными ограждениями.

6.4.5. Размещение насосов, узлов задвижек, пунктов контроля и управления, средств автоматического управления технологическими процессами необходимо предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93.

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

6.4.7. 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, обеспечивающих их герметичность.

He допускается применять плоскоременные передачи в помещении, где установлены насосы для перекачки легковоспламеняющихся жидкостей.

6.4.8. В продуктовых насосных, размещаемых в зданиях, для привода насосных агрегатов должны применяться электродвигатели в исполнении, допускающем их установку как в общем зале, так и в отдельном помещении за стеной (перегородкой), изготовленной из несгораемых материалов.

6.4.9. Насос и двигатель, включая редуктор, считаются одним агрегатом. Каждый агрегат насосной должен иметь порядковый номер. На двигателе, насосе и редукторе наносят стрелки, указывающие направление вращения, а на пусковом устройстве - надписи "Пуск" и "Стоп".

6.4.10. На каждый насосный агрегат необходимо иметь формуляр, в который заносят данные учета его работы, объем производимого ремонта. Формуляр заполняет ответственный за эксплуатацию насосных агрегатов.

6.4.11. Вне помещений или площадок насосных станций на всасывающих и нагнетательных трубопроводах должны быть установлены аварийные задвижки на расстоянии 10-15 м от насосной; в качестве аварийных могут служить задвижки у сливоналивных устройств или на технологических трубопроводах, если они расположены на расстоянии не более 50 м от насосной.

6.4.12. Узлы задвижек должны размещаться вне здания продуктовой насосной станции на расстоянии (до ближайшей задвижки) менее 3 м от стены здания с проемами, 1 м - от стены здания без проемов и 5 м - от границы площадки продуктовой насосной (открытой или под навесом).

6.4.13. Помещение задвижек должно отделяться от помещения насосов несгораемой стеной с пределом огнестойкости 0,75 ч и иметь выход наружу. Дверь между этими помещениями должна быть самозакрывающейся с пределом огнестойкости 0,6 ч.

6.4.14. Для подъема и перемещения оборудования насосной и узла задвижек рекомендуется применять:

для грузов массой до 0,5 т - переносные треноги или монорельсы с передвижными талями (ручными);

для грузов массой от 0,5 до 2 т - монорельсы с передвижными электроталями;

для грузов массой более 2 т, находящихся на открытых площадках - краны мостовые подвесные или опорные.

Нельзя использовать фундаменты агрегатов в качестве опоры для грузоподъемных устройств.

6.4.15. Трубопроводы в насосных станциях укладываются в лотках. В местах прохода труб через внутренние стены продуктовых насосных станций следует предусматривать уплотняющие устройства.

Гидравлические испытания трубопроводных коммуникаций насосов после каждого монтажа или ремонта необходимо осуществлять согласно требованиям подраздела 6.3.

6.4.16. В насосных станциях ширина проходов между выступающими частями насосов 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.

Запрещается загромождать проходы между агрегатами материалами, оборудованием или другими предметами.

6.4.17. Во избежание разрушения фундаментов нефтепродуктами насосы должны быть установлены на металлических поддонах с бортами.

6.4.18. Полы и лотки в насосных станциях должны изготовляться из материалов, непроницаемых для нефтепродуктов и не впитывающих их, и иметь уклон в сторону приемника стоков. Лотки в местах расположения узлов задвижек, продувочные краны и поддоны насосов для перекачки этилированных бензинов должны соединяться со сборным резервуаром, в остальных случаях - с канализацией для отвода нефтепродуктов.

Для удаления разлившихся жидкостей помещения насосных оборудуются водяными стояками с резиновыми шлангами. Гидравлические затворы в местах присоединения сточных каналов насосной к канализации должны систематически осматриваться.

6.4.19. Торцы подземных горизонтальных резервуаров для нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 120 °С и мазутов допускается располагать в помещениях продуктовой насосной станции, обслуживающей эти резервуары, или пунктов контроля и управления.

6.4.20. Монтаж, наладку, испытание насосных агрегатов следует производить согласно проекту и инструкциям заводов-изготовителей.

6.4.21. Техническое обследование и ремонт насосных агрегатов необходимо проводить по утвержденному графику в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей, с оформлением наряда-допуска на проведение работ повышенной опасности.

6.4.22. Насосные агрегаты должны эксплуатироваться в строгом соответствии с производственными инструкциями и настоящими Правилами.

6.4.23. На видном месте под стеклом в рамке вывешиваются:

инструкции по эксплуатации агрегатов;

инструкции по охране труда, пожарной безопасности;

график планово-предупредительного ремонта агрегатов;

схема обвязки насосов и соединения с трубопроводами и резервуарами;

схема электрической части насосной.

6.4.24. Обслуживающий персонал насосных станций должен вести журнал эксплуатации насосных агрегатов. При вступлении на смену машинист насосной станции должен ознакомиться с записями в журнале эксплуатации насосных агрегатов.

6.4.25. Продуктовые насосные станции на нефтебазах I и II категорий рекомендуется оснащать приборами автоматической защиты, а также оборудованием, обеспечивающим возможность ее работы без постоянного обслуживающего персонала.

6.4.26. В неавтоматизированных насосных станциях обслуживающий персонал осуществляет аварийную остановку насосного агрегата:

при появлении дыма из подшипников, уплотнений, сальников в разделительной стене;

при повышенных утечках нефтепродуктов на работающем агрегате;

при внезапном прекращении подачи электроэнергии или пара;

во всех случаях, создающих угрозу жизни и здоровью обслуживающего персонала;

при сильной вибрации насосного агрегата, перегреве подшипников, пожаре и повышенной загазованности.

6.4.27. Каждый насосный агрегат перед пуском должен быть тщательно осмотрен и подготовлен дежурным машинистом. Обнаруженные при осмотре неполадки необходимо немедленно устранить.

6.4.28. Во время работы насосного агрегата необходимо:

систематически наблюдать за показаниями манометров, вакуумметров;

не допускать работу агрегата при посторонних шумах, стуках;

контролировать температуру нагрева подшипников, сальников;

проверять масляные фильтры.

6.4.29. При аварийной остановке насосного агрегата из-за обнаружения неисправностей необходимо выяснить причину и до ее устранения не производить его запуск. В случае запуска другого насосного агрегата необходимо проверить правильность переключения задвижек на всасывающей и напорной линиях. По окончании перекачки задвижки на этих линиях должны быть закрыты. Об аварийной остановке насосного агрегата необходимо сообщить руководству нефтебазы.

6.4.30. При выводе в ремонт насосного агрегата всасывающую и напорную задвижки следует закрыть, на щите управления агрегатом вывесить плакат "Не включать - работают люди" и сделать запись в журнале с указанием времени вывода агрегата в ремонт.

6.4.31. В насосных помещениях должна быть в рабочем состоянии естественная и механическая вентиляция. Запрещается пускать в работу насосные агрегаты при выключенной вентиляции.

6.4.32. В помещении насосной по перекачке легковоспламеняющихся нефтепродуктов периодически согласно графику необходимо производить анализ воздушной среды для определения наличия опасной концентрации паров нефтепродуктов.

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

6.4.34. Смазочное масло в насосной необходимо хранить в металлической или полиэтиленовой таре с плотно закрытыми крышками и в количестве не более суточной потребности.
^ 6.5. Железнодорожные эстакады
6.5.1. На нефтебазе в зависимости от числа одновременно обрабатываемых железнодорожных цистерн должен быть предусмотрен одиночный, групповой или маршрутный слив-налив нефтепродуктов.

6.5.2. Количество железнодорожных эстакад и условия одновременной обработки цистерн определяется с учетом "Правил перевозок грузов МПС".

6.5.3. Сливоналивные эстакады должны располагаться на прямом горизонтальном участке железнодорожного пути.

В исключительных случаях при соответствующем обосновании допускается расположение эстакад на уклоне до 1,5 %.

На нефтебазах III категории односторонние сливоналивные эстакады допускается располагать на кривых участках пути радиусом не менее 200 м.

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

6.5.5. На нефтебазах I и II категорий железнодорожные пути, на которых располагаются двусторонние эстакады для маршрутного слива-налива, должны иметь, как правило, съезд на параллельный обгонный путь, позволяющий осуществлять при необходимости вывод с эстакад цистерн в обе стороны.

При реконструкции или расширении действующих эстакад и невозможности обеспечения вывода цистерн в обе стороны допускается использовать предусмотренный тупиковый путь.

6.5.6. Длину тупикового железнодорожного пути со сливоналивными устройствами или эстакадами следует увеличить (для возможности расцепки состава при пожаре): при одновременной обработке свыше 6 цистерн - на 30 м, от 3 до 6 цистерн включительно - на 20 м; при одновременной обработке 2 цистерн длина не увеличивается. Размер увеличения расчетной длины тупикового пути принимается от крайней цистерны в сторону упорного бруса.

6.5.7. Расстояние между осями ближайших железнодорожных путей соседних сливоналивных эстакад (расположенных на параллельных путях) должно быть не менее 20 м, а между продольными сторонами сливоналивных устройств - не менее 15 м. Расстояние от железнодорожных путей до выступающих частей сливоналивных эстакад следует принимать в соответствии с габаритами приближения строений согласно ГОСТ 9238.

Габариты приближения сливоналивных устройств должны учитывать возможность подачи для слива (налива) большегрузных цистерн вместимостью 120 т.

6.5.8. Не допускается использовать железнодорожный путь со сливоналивной эстакадой для сквозного проезда локомотива.

6.5.9. Подача маршрута с нефтепродуктами на эстакаду должна производиться только вагонами-цистернами вперед при помощи обгонного пути или с вытяжного пути. Заход локомотива на тупиковые пути эстакад не допускается.

6.5.10. Расстояние от оси железнодорожного пути, по которому предусматривается движение локомотивов, до оси ближайшего пути со сливоналивной эстакадой должно быть не менее 20 м, если температура вспышки сливаемых или наливаемых нефтепродуктов 120 °С и ниже, и не менее 10 м, если температура вспышки выше 120 °С.

6.5.11. К сливоналивным эстакадам должны быть проложены пешеходные дорожки 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 головками рельсов.

6.5.12. Площадка (открытая или под навесом), занятая сливоналивной эстакадой или одиночными сливоналивными устройствами, должна иметь твердое водонепроницаемое покрытие, огражденное по периметру бортиком высотой 200 мм, и уклон не менее 2 % в сторону лотков.

Лотки должны иметь уклон 0,5 % к сборным колодцам (приямкам) через гидравлические или иного типа затворы, располагаемые на расстоянии не более 50 м. Лотки, как правило, должны располагаться с внешней стороны железнодорожных путей, выполняться из несгораемых материалов и перекрываться металлическими решетками.

6.5.13. Для слива высоковязких нефтепродуктов допускается размещение сливных эстакад и одиночных сливных устройств в отапливаемом здании не ниже II степени огнестойкости. В этом здании разрешается размещать также изолированные помещения продуктовой насосной, венткамеры, электрощитовой и другие обслуживающие операции слива помещения.

6.5.14. В торцах сливоналивных эстакад, а также по их длине на расстоянии не более 100 м друг от друга должны быть установлены несгораемые лестницы шириной не менее 0,7 м с уклоном не более 45°.

6.5.15. В целях недопущения попадания атмосферных осадков и пыли при наливе в цистерны авиационных масел, топлив для реактивных двигателей и авиационных бензинов железнодорожные эстакады должны быть оборудованы навесами или крышами.

6.5.16. Для освещения фронта слива-налива применяются прожекторы, а также стационарные светильники повышенной надежности против взрыва.

Для местного освещения во время сливоналивных операций на эстакадах необходимо применять только аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении.

6.5.17. Территория сливоналивных устройств, железнодорожные подъездные пути должны всегда содержаться в чистоте, в зимнее время очищаться от снега.

Железнодорожные цистерны под слив и налив должны подаваться и выводиться плавно, без толчков и рывков.

6.5.18. После окончания слива-налива наливные и сливные устройства должны быть отведены от цистерн с соблюдением мер безопасности.

6.5.19. Для торможения вагонов-цистерн должны применяться башмаки из дерева или материала, не дающего искр при ударе.

Движение тепловозов по железнодорожным путям, на которых расположены сливоналивные устройства, запрещается. Допускается движение только по обходным железнодорожным путям.

6.5.20. Сортировка железнодорожных цистерн, их сцепка и расценка должны производиться вне пунктов слива и налива нефтепродуктов.
^ 6.6. Станции налива автоцистерн, разливочные и расфасовочные
6.6.1. Наливные устройства для автомобильных цистерн должны размещаться на площадках, как правило, под навесами. Одиночные наливные устройства (до 3-х устройств) могут размещаться на открытых площадках.

6.6.2. Наливные устройства размещают:

на одной площадке (под общим навесом) - для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов;

непосредственно у разливочных, расфасовочных и у сливоналивных железнодорожных эстакад (или устройств) для масел - для нефтепродуктов с температурой вспышки выше 120 °С;

с наружной стороны ограждения нефтебазы;

по требованиям технологии.

6.6.3. Наливные устройства должны располагаться на отдельных островках, объединенных по группам нефтепродуктов. Островки для наливных устройств и проезды между ними должны соответствовать требованиям ВСН 01-89.

6.6.4. Наливной пункт (станция) для автоцистерн состоит из постов налива, на которых размещены системы налива. В зависимости от типа и объема отпуска отдельных марок (сортов) нефтепродукта рабочие места (островки) должны обеспечивать налив как одиночных цистерн, так и автопоездов.

6.6.5. В зависимости от объема налива на наливном пункте применяются наливные стояки с ручным управлением, установки автоматизированного налива с местным или дистанционным управлением из операторной.

6.6.6. На нефтебазах IV и V групп, где загрузка наливных устройств не более 60 %, допускается применение установок с местным управлением.

6.6.7. Управление наливом автоцистерн при помощи автоматизированных систем должны выполнять операторы, прошедшие специальное обучение и сдавшие экзамены.

6.6.8. Площадки со сливоналивными устройствами должны быть бетонированы, обустроены канализацией, а рабочие места оборудованы стационарными лестницами для подъема на автоцистерны.

6.6.9. Подъезды автотранспорта к автостоякам и автоэстакадам должны быть удобны, безопасны и обозначены соответствующими знаками и указателями. На территории сливоналивных устройств встречные и пересекающиеся потоки автомашин запрещаются.

6.6.10. На территории сливоналивных устройств необходимо оборудовать оперативную громкоговорящую связь, а в операторной установить телефон.

6.6.11. Автоэстакады, автостояки, а также автоматизированные станции налива необходимо содержать в исправности, обнаруженные утечки нефтепродуктов немедленно устранять.

Неисправные устройства эксплуатировать запрещается.

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

6.6.13. Разливочные для налива нефтепродуктов в тару в зависимости от климатических условий и видов нефтепродуктов следует располагать в помещениях или на открытых площадках под навесом, а расфасовочные - только в помещениях.

6.6.14. Помещения разливочных и расфасовочных должны быть оснащены устройствами для отпуска и определения количества нефтепродуктов (счетчиками, весами, насосами, масло- и топливораздаточными колонками, специальными расфасовочными установками, линиями затаривания и т.п.), средствами механизации, сборниками утечек, средствами автоматического прекращения налива.

6.6.15. Допускается производить налив легковоспламеняющихся нефтепродуктов в бочки, установленные непосредственно на специально оборудованных автомашинах.

Налив в бочки должен производиться специальными устройствами на площадках для автоцистерн или площадках, расположенных у разливочных.

6.6.16. Для нефтебаз I, II, III и IV групп раздаточные устройства для этилированных, легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов должны размещаться в отдельных зданиях (помещениях) или на отдельных площадках.

Допускается для нефтебаз V группы раздаточные устройства размещать в одном здании при условии разделения помещений несгораемой стеной.

Подача нефтепродуктов к раздаточным устройствам может осуществляться самотеком или с помощью насосов, оборудованных предохранительными клапанами, срабатывающими при прекращении отпуска.

Для контроля отпуска при неисправности счетчиков в разливочной следует иметь товарные весы.

6.6.17. Расстояние между раздаточными кранами должно быть не менее 1 м, а высота установки крана от пола - не менее высоты стандартной бочки.

Разрешается установка на одном рабочем месте до трех раздаточных кранов для налива разных сортов нефтепродуктов одной марки при условии, что одновременно наливается только один сорт.

6.6.18. Подключение раздаточных, расфасовочных устройств к основным трубопроводам следует производить вне зданий и площадок, устанавливая запорную арматуру в месте присоединения их к основным трубопроводам.

6.6.19. Полы разливочных для этилированных бензинов должны быть выполнены из бензонепроницаемого материала (бетонные с цементной затиркой, бетонные, покрытые плиткой и т.п.) и иметь стоки.

6.6.20. Перед помещением разливочной следует размещать погрузочно-разгрузочные площадки высотой 1-1,1 м, оборудованные средствами механизации (бочкоподъемниками, подвесными кран-балками и пр.), а помещения расфасовочных должны быть оборудованы транспортерами для подачи продукции на склад и погрузке на транспортные средства.

6.6.21. Раздаточные резервуары вместимостью до 25 м3, в зависимости от вида отпускаемых нефтепродуктов, допускается размещать:

в помещении разливочной - резервуары, предназначенные для подогрева и отпуска масел, при условии обеспечения отвода паров из резервуаров за пределы помещения;

на расстоянии 2 м у сплошных (без проемов) стен - резервуары для остальных легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов, при общей вместимости раздаточных резервуаров 200 м3.

Раздаточные резервуары вместимостью свыше 25 м3 до 100 м3 включительно, предназначенные для подогрева и отпуска масел, следует размещать так, чтобы торцы их располагались в помещении разливочной.

6.6.22. Резервуары для масел общей вместимостью не более 400 м3 допускается размещать в подвальных помещениях одноэтажных зданий разливочных и расфасовочных, а также под объединенными с ними в здании складскими помещениями 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.
^ 6.7. Пирсы, причалы и причальные сооружения
6.7.1. Для швартовки нефтеналивных судов на нефтебазах должны быть специальные причальные сооружения с гарантированными глубинами на подходах.

6.7.2. Необходимая глубина воды у пирсов и причалов зависит от предельной осадки наиболее глубоко сидящего судна, гарантированного навигационного запаса глубины под днищем судна с учетом дифферента, связанного с его разгрузкой и погрузкой.

6.7.3. Водные проходы к пирсам и причалам нефтебаз должны обеспечивать безопасность и беспрепятственный проход судов в течение всей навигации. В случае невозможности обеспечения гарантирования габаритов судовых ходов, они определяются на каждый день фактическим состоянием подхода.

6.7.4. На нефтебазы возлагается поддержание установленных габаритов на водных проходах к пирсам и причалам, для чего они должны зачищаться.

6.7.5. Для приема нефтеналивных судов используются три основных типа причальных сооружений: эстакадный пирс для швартовки с двух сторон, пирс Т-образный (Г-образный), головная часть которого расположена обычно под прямым углом к берегу, и односторонний продольный причал открытого берегового фронта.

Пирсы используются на морских и озерных нефтебазах, причалы - на речных.

6.7.6. Причальные сооружения по своему устройству и режиму должны отвечать нормам технологического проектирования портов и пристаней на внутренних водных путях.

6.7.7. При наличии грунтов с ненадежной несущей способностью, повышенной размываемости берега, необходимости обеспечения больших глубин должны быть использованы плавучие причальные сооружения.

6.7.8. Морские нефтебазы, обрабатывающие крупнотоннажные танкеры, оборудуются железобетонными, металлическими и комбинированными конструкциями причальных сооружений, состоящих из пирсов, центральная платформа которых выполняется в виде железобетонного массива-гиганта, причальных пал - из металлического шпунта, подходных эстакад из трубчатых стальных свай, со шлангующими устройствами и технологическими трубопроводами.

6.7.9. На речных нефтебазах в качестве причалов используются железобетонные стенки, а при выносе линии кордона от берега в сторону реки - Т-образные железобетонные эстакадные причалы. При большом колебании горизонта воды и значительных ледовых нагрузках используются "бычковые" причалы, в которых устраиваются насосные станции. При необходимости установки плавучей насосной станции используются причалы с нишей в средней части.

6.7.10. Ширина пирсов и причалов должна обеспечить прокладку всех трубопроводов и устройство проезда шириной не менее 3,5 м для пожарных автомобилей; в конце тупикового проезда должна быть площадка для разворота автомобиля не менее 12х12м.

На пирсах, связанных с берегом переходными мостиками, предназначенными только для прокладки трубопроводов и пешеходного сообщения, и пирсах длиной до 120 м включительно, оборудованных растворопроводами установок пожаротушения, устройство пожарных проездов для автомобилей не требуется.

6.7.11. Расстояние от сливоналивных пирсов в морских, озерных портах и на водохранилищах до сухогрузных, пассажирских и других причалов (кроме пожарных) должно быть не менее 300 м при операциях с легковоспламеняющимися и не менее 200 м - с другими горючими нефтепродуктами.

6.7.12. Расстояние между сливоналивными пирсами в морских, озерных портах и на водохранилищах должно быть не менее 200 м при операциях с нефтепродуктами с температурой вспышки 28 °С и ниже, не менее 150 м при операциях с нефтепродуктами с температурой вспышки выше 28 °С, но в обоих случаях не менее длины наибольшего судна.

6.7.13. Расстояние между речными причалами должно быть не менее 300 м при операциях с нефтепродуктами с температурой вспышки 28 °С и ниже и не менее 200 м при операциях с нефтепродуктами с температурой вспышки выше 28 °С, но во всех случаях не менее длины наибольшего судна.

6.7.14. Сливоналивные причалы на судоходных реках и каналах, как правило, должны располагаться ниже (по течению):

рейдов и мест постоянной стоянки флота - на расстоянии не менее 1000 м;

мостов, водозаборов и других причалов - на расстоянии не менее 300 м.

Сливоналивные причалы допускается располагать выше (по течению):

рейдов и мест постоянной стоянки флота - на расстоянии не менее 5000 м;

мостов, водозаборов и других причалов - на расстоянии не менее 3000 м.

6.7.15. Пирсы и причалы должны быть оборудованы достаточным количеством трубопроводов соответствующих диаметров для обеспечения необходимой производительности слива-налива нефтепродуктов, шлангующими устройствами с автоматизированными или ручными приводами, средствами подачи электроэнергии, стационарным и переносным освещением, средствами связи, устройством для заземления судов, боновыми заграждениями, а также пожарным инвентарем и спасательными средствами.

6.7.16. Рукава, шлангующие устройства должны иметь длину, обеспечивающую возможность перемещения судна у причального сооружения в процессе слива-налива. Резинотканевые рукава должны поддерживаться при помощи мягких стропов или деревянных подставок. Подвеска и крепление рукавов должны быть надежными, не допускающими падения и трения.

6.7.17. На расстоянии 30 м от пирсов и причалов устанавливаются задвижки на технологических береговых трубопроводах слива-налива нефтепродукта из нефтеналивных судов.

В местах перехода через трубопроводы должны быть устроены мостики из несгораемых материалов.

6.7.18. В межнавигационный период для исключения возможности повреждения плавучих сооружений при ледоходе, их отсоединяют от береговых эстакад или берега и отводят в затон в специальные места.
6.8. Вентиляция
6.8.1. Производственные помещения на нефтебазах должны быть оборудованы вентиляцией, обеспечивающей в зоне пребывания работников состояние воздушной среды, соответствующее требованиям СНиП 2.04.05-91, СНиП 2.04.07-86, СНиП 2.11.03-93.

6.8.2. При нормировании параметров воздушной среды в помещениях следует исходить из диапазона допустимых параметров температур, относительной влажности, скорости движения воздуха по ГОСТ 12.1.005.

6.8.3. Параметры воздуха, соответствующие оптимальным и допустимым, зависят от периода года (теплый, холодный и переходный), от тепловой напряженности (по явному теплу) помещения и от тяжести выполняемой в помещении работы.

Оптимальные нормы температуры, относительной влажности и скорости движения воздуха в рабочей зоне производственных помещений приведены в табл.6.2.
Таблица 6.2


Категория работ

Температура, °С

Относительная влажность, %

Скорость движения воздуха, м/с, не более

Теплый период года

легкие

22-25

60-40

0,2

средней тяжести

21-23

60-40

0,3

тяжелые

18-20

60-40

0,4

Холодный и переходный периоды года

легкие

21-24

60-40

0,1

средней тяжести

17-20

60-40

0,2

тяжелые

16-18

60-40

0,3
1   2   3   4   5   6

Реклама:





Скачать файл (374.5 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru