Инструкция по аварийному освобождению неисправных цистерн

Описание

1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов» (далее — Правила) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». 

2. Правила устанавливают требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности на опасных производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов — площадках нефтебаз по хранению и перевалке нефти и нефтепродуктов, резервуарных парках и наливных станциях магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, товарно-сырьевых парков центральных пунктов сбора нефтяных месторождений, нефтеперерабатывающих производств, а также складах горюче-смазочных материалов, входящих в состав промышленных предприятий и организаций, в том числе тепло- и электроэнергетики, на которых хранятся и транспортируются горючие вещества, указанные в подпункте «в» пункта 1 приложения N 1 к Федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». 

3. Правила не применяются к объектам горнорудной и металлургической промышленности, объектам морского нефтегазового комплекса, а также опасным производственным объектам хранения нефтепродуктов, имеющих упругость паров выше 93,3 килопаскаля при температуре 20 градусов Цельсия (сжиженные углеводородные газы, сжиженный природный газ, широкая фракция легких углеводородов).

Разделы сайта, связанные с этим документом:

  • Работы на объектах химии и нефтехимии
  • Работы на объектах, связанных с транспортированием опасных веществ

Связи документа

В новостях

В комментариях/вопросах

Нет комментариев, вопросов или ответов с этим документом

Оглавление

  • ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ «ПРАВИЛА ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ СКЛАДОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ»2
    • I. Общие положения2
    • II. Требования к обеспечению безопасной эксплуатации опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов2
      • Железнодорожные сливоналивные эстакады2
      • Автомобильные сливоналивные станции5
      • Сливоналивные операции с самоходными плавучими сооружениями7
      • Резервуарные парки9
      • Складские здания и сооружения для хранения нефтепродуктов в таре на опасных производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов13
      • Технологические трубопроводы опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов15
      • Насосные установки (станции) нефти и нефтепродуктов опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов17
    • III. Требования промышленной безопасности к системам инженерно-технического обеспечения на опасных производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов19
      • Автоматизированные системы управления на опасных производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов19
      • Электрообеспечение и электрооборудование на опасных производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов20
      • Молниезащита и защита от статического электричества на опасных производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов20
      • Системы связи и оповещения на опасных производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов22
      • Вентиляция производственных помещений опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов23
      • Водоснабжение, производственная канализация и очистные сооружения на опасных производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов23
    • IV. Обслуживание и ремонт технологического оборудования, резервуаров и технологических трубопроводов, систем инженерно-технического обеспечения на опасных производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов25
    • V. Требования к содержанию территории, зданий и сооружений на опасных производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов28

Термины

  • Сокращения

  • НКПРП — Нижний концентрационный предел распространения пламени
  • ПМАР — Приводные муфты аварийного разъединения
  • ПСЭ — Приемно-сливная эстакада
  • РВС — Резервуар со стационарной крышей без понтона
  • РВСП — Резервуар со стационарной крышей с понтоном
  • РВСПК — Резервуар с плавающей крышей
  • САР — Система аварийного разъединения

  • Термины

  • Вязкие нефтепродукты
  • Документация на техническое перевооружение

    Технические решения по герметизации налива подлежат обоснованию в проектной документации.
    см. страницу термина

    На сливоналивных эстакадах должны быть установлены быстродействующие отключающие запорные и (или) отсекающие устройства (автоматические устройства). Время срабатывания запорных и (или) отсекающих устройств определяется расчетом и подлежит обоснованию в проектной документации

    На трубопроводах, по которым поступают на эстакаду легковоспламеняющиеся и горючие жидкости (далее — ЛВЖ и ГЖ соответственно), должны быть установлены запорные устройства для отключения этих трубопроводов при возникновении аварии на эстакаде. Управление указанными устройствами должно осуществляться по месту их установки и (или) дистанционно (с безопасного расстояния) и обосновываться в проектной документации

    Максимальная безопасная скорость налива нефти и нефтепродуктов должна приниматься с учетом свойств наливаемого продукта, диаметра трубопровода наливного устройства, материала трубопровода и обосновываться в проектной документации

    Для исключения образования взрывоопасных смесей в системах трубопроводов и коллекторов слива и налива нефтепродуктов при проведении ремонтных работ в проектной документации

    Установка датчиков загазованности подлежит обоснованию в проектной документации

    Технические решения по молниезащите полежат обоснованию в проектной документации

    Налив нефтепродуктов в автомобильные цистерны должен осуществляться по бесшланговой системе шарнирно сочлененных или телескопических устройств, оборудованных автоматическими ограничителями налива. Допускается применение гибких шлангов для налива нефтепродуктов при обосновании в проектной документации

    Применение гибких шлангов для нижнего налива авиационного бензина (топлива для реактивных двигателей) в автомобильные цистерны (топливозаправщик) подлежит обоснованию в проектной документации

    Применение верхнего налива на узлах налива авиационного топлива в составе нефтеперерабатывающих предприятий подлежит обоснованию в проектной документации

    Места установки приборов, обеспечивающих контроль процесса перекачки, их количество и параметры контроля процесса перекачки подлежат обоснованию в проектной документации

    Трубопроводы на причале должны быть оборудованы аварийной арматурой для безопасного управления сливом или наливом. Места установки аварийной арматуры (расстояние от шлангоприемников или стендеров) подлежат обоснованию в проектной документации

    Необходимость установки нейтрализатора статического электричества при перекачке темных нефтепродуктов определяется в проектной документации

    Выбор шлангов должен осуществляться в зависимости от физико-химических свойств перемещаемой среды, параметров давления и температуры и размера судового трубопровода для обеспечения безопасности грузовых операций и обосновываться в проектной документации

    Класс опасности опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов определяется в зависимости от количества горючих жидкостей, находящихся в резервуарах, согласно проектной документации

    Технические решения по применению систем и средств для предотвращения образования взрывоопасных смесей устанавливаются в проектной документации

    Полный комплект устанавливаемых на резервуаре устройств и оборудования, а также схема их расположения подлежат обоснованию в проектной документации

    Материал уплотнителей (затворов) понтонов и плавающих крыш должен выбираться с учетом совместимости с хранимым продуктом, газонепроницаемости, старения, прочности, температуры окружающей среды и подлежит обоснованию в проектной документации

    Трубопроводная обвязка резервуаров и насосов должна обеспечивать возможность перекачки продуктов из одного резервуара в другие в случае аварии. Для аварийного освобождения резервуары для хранения ЛВЖ и ГЖ оснащаются запорной арматурой. Применение запорной арматуры с дистанционным управлением устанавливается в проектной документации

    Время срабатывания арматуры устанавливается в проектной документации

    Резервуары для нефти и нефтепродуктов должны быть оснащены контрольно-измерительными приборами в соответствии с проектной документацией

    Необходимость наличия системы дренирования подтоварной воды подлежит обоснованию в проектной документации

    Технические решения, количество и порядок размещения приборов обнаружения в обваловании резервуаров нефтепродуктов и (или) их паров должны устанавливаться в проектной документации

    Количество приборов обнаружения нефтепродуктов и (или) их паров должно выбираться в зависимости от площади, занимаемой узлом, и устанавливаться в проектной документации

    При хранении высоковязких и застывающих нефтепродуктов должен быть предусмотрен их подогрев. Выбор вида теплоносителя и способа подогрева подлежит обоснованию в проектной документации

    Узлы задвижек вне обвалования должны обеспечивать необходимые технологические переключения, а также возможность надежного отключения каждого резервуара. Применение арматуры с дистанционным управлением (электро-, пневмо- или гидроприводной) определяется условиями технологического процесса перекачки с обоснованием в проектной документации

    Подключение пунктов разлива и фасовки нефтепродуктов в тару к основным трубопроводам следует производить посредством запорной арматуры с дистанционным и (или) местным управлением. Выбор управления арматурой подлежит обоснованию в проектной документации

    Технологические трубопроводы должны выполняться из электросварных и бесшовных труб, в том числе с антикоррозионным покрытием. Выбор труб должен осуществляться в зависимости от свойств транспортируемых пожаровзрывоопасных веществ и рабочих параметров и обосновываться в проектной документации

    Соединения трубопроводов между собой должны быть сварными. При перекачке по технологическим трубопроводам вязких и застывающих нефтепродуктов установка фланцевых соединений с применением прокладок из негорючих материалов в местах установки арматуры и соединения с оборудованием обосновывается в проектной документации

    На технологических трубопроводах при возможном повышении давления выше расчетного должны устанавливаться предохранительные клапаны, сбросы из которых должны направляться в закрытые технологические системы или резервуары аварийного сброса. Технические решения по установке предохранительных клапанов и сбросам в закрытые технологические системы или резервуары аварийного сброса должны устанавливаться в проектной документации

    Величина принятого уклона трубопроводов подлежит обоснованию в проектной документации

    На технологических трубопроводах для транспортировки нефти и нефтепродуктов должна быть установлена запорная и (или) отсекающая арматура в соответствии с проектной документацией

    Класс герметичности затвора арматуры подлежит обоснованию в проектной документации

    В открытых насосных установках (станциях) следует предусматривать обогрев пола при наличии обоснования в проектной документации

    Для нагнетания ЛВЖ и ГЖ должны применяться центробежные насосы бессальниковые с торцовым уплотнением. Тип торцового уплотнения (одинарное, одинарное с дополнительным уплотнением, двойное) должен определяться проектной документацией

    Для нагнетания ЛВЖ и ГЖ при малых объемных скоростях подачи, в том числе в системах дозирования, допускается применение иных типов насосов (поршневые, плунжерные, мембранные, винтовые, шестеренчатые) при обосновании принятого технического решения в проектной документации

    Выбор метода ограничения максимальной скорости подачи ЛВЖ и ГЖ в пределах регламентированных значений подлежит обоснованию в проектной документации

    Насосные агрегаты должны оснащаться системами автоматизации, обеспечивающими их эксплуатацию в соответствии с требованиями проектной документации

    Размещение насосных станций следует выполнять в соответствии с требованиями законодательства о градостроительной деятельности, технических регламентов, проектной документации

    Выбор места установки и количества датчиков загазованности помещения в здании насосной и рабочей зоне открытых насосных установок (станций) подлежит обоснованию в проектной документации

    Оборудование закрытой насосной станции аварийной вентиляцией определяется проектной документацией

    Монтаж, наладку и испытания насосов следует проводить согласно требованиям проектной документации

    Необходимость обогрева шкафов с контрольно-измерительными приборами, установленными на открытом воздухе, подлежит обоснованию в проектной документации

    При осуществлении технологических операций при хранении и перекачке нефтепродуктов значения предельных параметров, установленных в проектной документации

    Электроснабжение электроприемников по категории надежности опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов подлежит обоснованию в проектной документации

    На опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов допускается прокладка кабельных трасс и технологических трубопроводов на общих строительных конструкциях при обосновании принятых технических решений в проектной документации

    Вскрытие и проверка заземлителей и токоотводов на поражение их коррозией осуществляется выборочно в зависимости от коррозионной активности грунтов в объеме, установленном проектной документацией

    Выбор устройств, предназначенных для вторичных проявлений молнии и применяемых для защиты зданий и сооружений от статического электричества, подлежит обоснованию в проектной документации

    Перечень производственных участков и структурных подразделений, с которыми устанавливается связь, а также виды связи определяются проектной документацией

    Объем, периодичность и порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования (в том числе дыхательных и предохранительных клапанов), резервуаров и технологических трубопроводов, систем инженерно-технического обеспечения с учетом конкретных условий эксплуатации определяются нормативно-техническими документами эксплуатирующей организацией в соответствии с проектной документацией

    На территории опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов должен быть установлен прибор, определяющий направление и скорость ветра. Выбор места установки прибора подлежит обоснованию в проектной документации

  • Склады нефти и нефтепродуктов

    площадках нефтебаз по хранению и перевалке нефти и нефтепродуктов, резервуарных парках и наливных станциях магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, товарно-сырьевых парков центральных пунктов сбора нефтяных месторождений, нефтеперерабатывающих производств, а также складах горюче-смазочных материалов, входящих в состав промышленных предприятий и организаций, в том числе тепло- и электроэнергетики, на которых хранятся и транспортируются горючие вещества, указанные в подпункте «в» пункта 1 приложения N 1 к Федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»
    см. страницу термина

  • Технологические трубопроводы

    Конструкции (сооружения), состоящие из труб, деталей и элементов трубопровода, включая трубопроводную арматуру, отводы, переходы, тройники, фланцы и элементы крепления, защиты и компенсации трубопровода (опоры, подвески, компенсаторы, болты, шайбы, прокладки), герметично и прочно соединенные между собой (…), предназначенные для перемещения нефти, нефтепродуктов, отработанных нефтепродуктов и обеспечивающие в пределах опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов выполнение технологических операций и эксплуатацию оборудования, а также нефтепродуктопроводы, по которым производится отпуск нефтепродуктов близлежащим организациям (между складом и нефтеперерабатывающими производствами, наливными причалами, отдельно стоящими железнодорожными и автомобильными эстакадами), должны находиться на балансе организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты складов нефти и нефтепродуктов.
    см. страницу термина

  • Типы насосов

    поршневые, плунжерные, мембранные, винтовые, шестеренчатые
    см. страницу термина

  • Трудногорючие материалы
  • Электрифицированный транспорт

    самоходные аккумуляторные тележки (электрокары), электропогрузчики и тягачи
    см. страницу термина

Важно

  • 4. Эксплуатация и ремонт сливоналивных эстакад ДОЛЖНЫ проводиться в соответствии с федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности, разработанных в соответствии с требованиями части 3 статьи 4 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», и настоящими Правилами. …
  • 5. Прием и отгрузка нефти и нефтепродуктов в железнодорожные цистерны ДОЛЖНЫ осуществляться через специально оборудованные сливоналивные устройства, обеспечивающие безопасное проведение сливоналивных операций. …
  • 6. Сливоналивные эстакады ДОЛЖНЫ быть оборудованы исправными откидными мостиками для переходов на цистерну. Откидные мостики в местах соприкосновения с металлической поверхностью цистерны ДОЛЖНЫ иметь прокладки из неискрящего материала и быть устойчивыми к разрушению парами нефтепродуктов. …
  • 7. Торможение цистерн тормозными башмаками, изготовленными из материала, дающего искрение, на участках слива-налива НЕ ДОПУСКАЕТСЯ. …
  • 8. Налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны ДОЛЖЕН осуществляться по бесшланговой системе шарнирно сочлененных или телескопических устройств, оборудованных автоматическими ограничителями налива. При наливе светлых нефтепродуктов ДОЛЖНА обеспечиваться герметичность их налива с отводом паров в газосборную систему. …
  • 15. На трубопроводах, по которым поступают на эстакаду легковоспламеняющиеся и горючие жидкости (далее — ЛВЖ и ГЖ соответственно), ДОЛЖНЫ быть установлены запорные устройства для отключения этих трубопроводов при возникновении аварии на эстакаде. Управление указанными устройствами ДОЛЖНО осуществляться по месту их установки и (или) дистанционно (с безопасного расстояния) и обосновываться в проектной документации (документации на техническое перевооружение). …
  • Для авиационных топлив при их отпуске потребителю ДОЛЖНЫ применяться отдельные наливные устройства. …
  • Сливоналивные железнодорожные эстакады для нефтепродуктов (за исключением высоковязких нефтепродуктов, в том числе мазута, гудрона, битума) ДОЛЖНЫ быть оборудованы устройствами нижнего герметизированного слива. Допускается слив светлых нефтепродуктов через герметичные верхние сливные устройства. …
  • Коллекторы и продуктопроводы ДОЛЖНЫ быть снабжены дренажными устройствами и (или) насосами со сбросом дренируемого продукта в закрытую герметичную систему сбора и утилизации или в специальное техническое устройство, обеспечивающее герметичный прием дренируемого продукта. …
  • 11. Для выполнения операций по аварийному освобождению неисправных цистерн от нефтепродуктов ДОЛЖНЫ быть предусмотрены специальные места для их освобождения. …
  • 14. На сливоналивных эстакадах ДОЛЖНЫ быть установлены быстродействующие отключающие запорные и (или) отсекающие устройства (автоматические устройства). Время срабатывания запорных и (или) отсекающих устройств определяется расчетом и подлежит обоснованию в проектной документации (документации на техническое перевооружение). …
  • 9. Налив светлых нефтепродуктов, производимый через одно и то же наливное устройство, ДОЛЖЕН осуществляться с обеспечением мер, исключающих смешение продуктов. …
  • Слив авиационных топлив ДОЛЖЕН производиться через нижние сливные устройства в отдельные резервуары для последующего отстаивания и удаления из них свободной (подтоварной) воды. …
  • 13. Загрязненный продукт из дренажной емкости ДОЛЖЕН быть направлен в емкости-резервуары для отделения воды от нефтепродуктов или в емкости-резервуары для отработанных нефтепродуктов. …
  • Налив ДОЛЖЕН автоматически прекращаться при: …
  • 10. Система трубопроводов ДОЛЖНА быть выполнена таким образом, чтобы обеспечить полное освобождение трубопроводов после запорной арматуры от остатков наливаемого или сливаемого продукта. …
  • 12. Для сбора и отвода загрязненных нефтепродуктами атмосферных осадков, а также для смыва пролитых нефтепродуктов зона слива и налива ДОЛЖНА иметь твердое бетонное покрытие, оборудованное устройствами отвода в дренажную систему. Рельсы в этой зоне ДОЛЖНЫ прокладываться на железобетонных шпалах. Твердое покрытие ДОЛЖНО быть водонепроницаемым, ограждаться по периметру бортиком высотой не менее 0,2 метра и иметь уклоны не менее 2 процентов для стока жидкости к приемным устройствам (лоткам, колодцам, приямкам). …
  • 16. Максимальная безопасная скорость налива нефти и нефтепродуктов ДОЛЖНА приниматься с учетом свойств наливаемого продукта, диаметра трубопровода наливного устройства, материала трубопровода и обосновываться в проектной документации (документации на техническое перевооружение). …
  • 17. Ограничение максимальной скорости налива нефти и нефтепродуктов до безопасных пределов ДОЛЖНО обеспечиваться регулированием их расхода посредством запорно-регулирующей арматуры на линии подачи нефти или нефтепродукта к железнодорожной эстакаде, или перепуском части продукта во всасывающий трубопровод насоса, или установкой частотно-регулируемого электропривода насоса. Автоматическое регулирование расхода продукта ДОЛЖНО производиться при ограничении максимального давления в напорном трубопроводе подачи продукта на наливную железнодорожную эстакаду. …
  • 24. При использовании переносных пароподогревателей давление пара в подогревателе ДОЛЖНО соответствовать показателям, установленным в технической документации (паспорте) пароподогревателя. …
  • 19. Сливные лотки приемно-сливной эстакады для мазутов, гудронов и битумов (далее — ПСЭ) ДОЛЖНЫ быть выполнены из негорючих материалов, перекрыты металлическими решетками, съемными крышками и оборудованы средствами подогрева слитого топлива. …
  • 20. Приемные емкости ПСЭ складов мазута ДОЛЖНЫ быть оборудованы средствами измерения температуры и уровня, сигнализаторами предельных значений уровня, вентиляционными патрубками, средствами подогрева слитого мазута, перекачивающими насосами и подъемными сооружениями. …
  • Приемные емкости ДОЛЖНЫ иметь защиту от перелива. …
  • При использовании электроподогрева электроподогреватели ДОЛЖНЫ иметь взрывозащищенное исполнение. …
  • 26. При использовании переносных электрических подогревателей они ДОЛЖНЫ быть оснащены блокировочными устройствами, отключающими их при снижении уровня жидкости над нагревательным устройством ниже 500 миллиметров. …
  • 27. Переносные паровые змеевики и переносные электрические подогреватели ДОЛЖНЫ быть включены только после их погружения в нефтепродукт на глубину не менее 500 миллиметров от уровня верхней кромки подогревателя. Прекращение подачи пара и отключение электроэнергии ДОЛЖНЫ производиться до начала слива. …
  • 22. При проведении сливоналивных операций с нефтепродуктами, температура вспышки паров которых ниже 61 градуса Цельсии, применение электроподогрева НЕ ДОПУСКАЕТСЯ. …
  • 23. При использовании переносных подогревателей непосредственный контакт теплоносителя с нефтепродуктом НЕ ДОПУСКАЕТСЯ. …
  • 21. Разогрев застывающих и высоковязких нефтепродуктов в железнодорожных цистернах, сливоналивных устройствах ДОЛЖЕН производиться паром, нефтепродуктом, нагретым циркуляционным способом или электроподогревом не выше 90 градусов Цельсия. …
  • 25. Разогрев нефтепродуктов в железнодорожных цистернах переносными электрическими подогревателями ДОЛЖЕН производиться только с применением циркуляционного нагрева в выносном подогревателе (теплообменнике). …
  • 28. Устройство установки нижнего слива (налива) нефти и нефтепродуктов ДОЛЖНО соответствовать технической документации организации-изготовителя на установки нижнего слива (налива) нефти и нефтепродуктов для железнодорожных вагонов-цистерн. …
  • 29. Налив нефти и светлых нефтепродуктов свободно падающей струей НЕ ДОПУСКАЕТСЯ. Расстояние от конца наливной трубы до нижней образующей цистерны не ДОЛЖНО превышать 200 миллиметров. …
  • 33. Для предупреждения возможности накопления зарядов статического электричества и возникновения опасных разрядов при выполнении технологических сливоналивных операций с нефтепродуктами ДОЛЖНО быть предусмотрено заземление цистерн, трубопроводов, наливных устройств, а также ограничение скорости налива в начальной и конечной стадиях налива. …
  • 30. На сливоналивных железнодорожных эстакадах, предназначенных для слива-налива нефти и светлых нефтепродуктов, ДОЛЖНЫ быть установлены датчики загазованности рабочей зоны. …
  • 32. Сливоналивные эстакады для нефти и нефтепродуктов ДОЛЖНЫ быть защищены от прямых ударов молнии. …
  • 34. Эксплуатация и ремонт сливоналивных станций ДОЛЖНЫ проводиться в соответствии с федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности, разработанных в соответствии с требованиями части 3 статьи 4 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», и настоящими Правилами. …
  • 35. Наливная станция или пункт налива ДОЛЖНЫ включать помещения пункта управления, площадки налива автомобильных цистерн, на которых расположены посты налива и наливные устройства. …
  • 36. Посты налива ДОЛЖНЫ быть оборудованы установками автоматизированного налива с управлением из пунктов управления, а также по месту их установки. …
  • 38. Для налива ЛВЖ с упругостью паров от 66,65 килопаскаля сливоналивные устройства ДОЛЖНЫ снабжаться устройствами отвода паров. …
  • 37. При осуществлении операций налива ЛВЖ и ГЖ НЕ ДОПУСКАЕТСЯ самопроизвольное движение сливоналивных устройств. …
  • Слив и налив ДОЛЖЕН автоматически прекращаться при достижении загазованности воздушной среды выше 50 процентов объемных от нижнего концентрационного предела распространения пламени (далее — НКПРП). …
  • 39. Налив нефтепродуктов в автомобильные цистерны ДОЛЖЕН осуществляться по бесшланговой системе шарнирно сочлененных или телескопических устройств, оборудованных автоматическими ограничителями налива. Допускается применение гибких шлангов для налива нефтепродуктов при обосновании в проектной документации (документации на техническое перевооружение). Расстояние от конца наливной трубы до нижней образующей цистерны не ДОЛЖНО превышать 200 миллиметров. …
  • Защита железнодорожной эстакады от прямых ударов молнии и вторичных ее проявлений в зоне слива-налива нефти и нефтепродуктов ДОЛЖНА осуществляться молниеприемниками. …
  • 43. Для сбора остатков продукта, стекающих с наливной трубы при ее извлечении из цистерны, наливное устройство ДОЛЖНО быть оснащено специальным клапаном и (или) каплесборником. …
  • В системе налива авиационного бензина (топлива для реактивных двигателей) ДОЛЖНО быть предусмотрено аварийное дистанционное (ручное) отключение насоса. …
  • 42. При окончании налива ДОЛЖНЫ быть предусмотрены меры, обеспечивающие полное освобождение наливной трубы от продукта и исключающие возможность его пролива на цистерну. …
  • При выборе гибких шлангов ДОЛЖНЫ учитываться требования технических документов организации-изготовителя. …
  • 47. На сливоналивных станциях и пунктах слива-налива нефти и светлых нефтепродуктов ДОЛЖНЫ быть установлены сигнализаторы довзрывных концентраций паров нефти и нефтепродуктов. …
  • 48. При превышении концентрации паров нефтепродуктов на площадках сливоналивных станций и пунктов слива-налива более 20 процентов объемных от НКПРП ДОЛЖНЫ быть установлены блокировки по прекращению операций слива-налива и сигнализация, оповещающая о запрете запуска двигателей автомобилей. …
  • 44. На сливоналивных устройствах, элементы которых соединены шарнирами с сальниковыми уплотнениями, изготовленными из неметаллических материалов, каждую смену необходимо визуально проверять заземления, не допуская нарушения целостности единого контура, с указанием результатов осмотра в журнале приема-передачи смены. При обнаружении нарушения целостности единого контура заземления эксплуатация сливоналивных устройств НЕ ДОПУСКАЕТСЯ. …
  • Верхний налив авиационных топлив НЕ ДОПУСКАЕТСЯ. …
  • 49. НЕ ДОПУСКАЕТСЯ запуск двигателей автомобильных цистерн, находящихся на площадке, в случаях пролива нефтепродукта до полной уборки пролитого нефтепродукта. …
  • 40. Наконечник наливной трубы ДОЛЖЕН быть изготовлен из материала, исключающего искрообразование при ударе с цистерной. Конструкция наконечника ДОЛЖНА исключать вертикальное падение и разбрызгивание струи продукта в начале налива. …
  • 52. Для исключения накопления зарядов статического электричества при выполнении сливоналивных операций с нефтепродуктами ДОЛЖНО быть предусмотрено заземление цистерн, трубопроводов, наливных устройств, а также ограничение скорости налива в начальной и конечной стадиях налива. …
  • 56. При несанкционированных отходах судна ДОЛЖНО срабатывать автоматическое устройство аварийного отсоединения стендера. …
  • 50. Автомобильные наливные станции ДОЛЖНЫ быть оборудованы специальными устройствами (светофорами, шлагбаумами или другими средствами, ограничивающими несогласованное движение транспорта) для предотвращения выезда заполненных нефтепродуктами автомобильных цистерн с опущенными в их горловины наливными устройствами. …
  • 51. Автомобильные цистерны, стоящие под сливом-наливом на автомобильных наливных станциях, пунктах, ДОЛЖНЫ быть заземлены. При отсутствии замкнутой электрической цепи «заземляющее устройство — автомобильная цистерна» автомобильные сливоналивные станции и пункты ДОЛЖНЫ быть оборудованы блокировкой, исключающей возможность запуска насосов для перекачки нефтепродуктов. …
  • 54. Для контроля за перекачкой нефти и нефтепродукта по трубопроводу у насосной станции и стендеров ДОЛЖНЫ быть установлены приборы, обеспечивающие контроль процесса перекачки. Показания приборов ДОЛЖНЫ быть выведены в помещение управления (операторную). …
  • 57. Стендеры ДОЛЖНЫ иметь приводные муфты аварийного разъединения (далее — ПМАР), предназначенные для быстрого отсоединения грузового стендера в случае аварии или в том случае, когда он выйдет за пределы его рабочей зоны действия. …
  • 58. Для предотвращения пролива нефтепродуктов стендеры ДОЛЖНЫ иметь систему аварийного разъединения (далее — САР), срабатывающую следующими способами: …
  • 59. Клапаны САР, встроенные в верхнюю и нижнюю части ПМАР, ДОЛЖНЫ быть гидравлически или механически сблокированы. …
  • 60. Стендеры ДОЛЖНЫ иметь безопасную рабочую зону движения, чтобы движение судна не вызывало напряжения в стендерах. …
  • 53. Водителям автомобильных цистерн, выполняющим операции слива-налива нефтепродуктов, НЕ ДОПУСКАЕТСЯ находиться на сливоналивных станциях и пунктах слива-налива нефти и светлых нефтепродуктов в одежде из синтетических и шерстяных материалов. …
  • 62. Береговой трубопровод ДОЛЖЕН быть оборудован системами сброса давления в уравнительные резервуары для снижения воздействия возможного гидравлического удара. …
  • 64. При расположении береговых насосов более чем в 100 метрах от стендера автоматические предохранительные клапаны ДОЛЖНЫ быть установлены на причале, чтобы исключить возможное повышение давления потоком нефти или нефтепродукта. …
  • 66. Трубопроводы на причале ДОЛЖНЫ быть оборудованы аварийной арматурой для безопасного управления сливом или наливом. Места установки аварийной арматуры (расстояние от шлангоприемников или стендеров) подлежат обоснованию в проектной документации (документации на техническое перевооружение). …
  • 70. Лица, ответственные за проведение сливоналивных операций с нефтепродуктами, ДОЛЖНЫ иметь сведения по каждому шлангу, включая: …
  • 63. Береговой трубопровод, по которому осуществляется загрузка или разгрузка судна, ДОЛЖЕН иметь систему сброса давления в уравнительные резервуары с пропускной способностью, обеспечивающей предотвращение повышения давления выше расчетного берегового трубопровода. …
  • 67. На береговом трубопроводе, предназначенном для выгрузки из судна нефти, нефтепродукта или балласта, в районе шлангоприемников ДОЛЖЕН быть установлен обратный клапан, закрывающийся при падении давления со стороны судна. …
  • 69. Выбор шлангов ДОЛЖЕН осуществляться в зависимости от физико-химических свойств перемещаемой среды, параметров давления и температуры и размера судового трубопровода для обеспечения безопасности грузовых операций и обосновываться в проектной документации (документации на техническое перевооружение). Срок службы шлангов устанавливает организация-изготовитель. …
  • срок, после которого шланг ДОЛЖЕН проходить испытание; …
  • 65. На причале ДОЛЖНА быть предусмотрена возможность аварийного отключения береговых грузовых насосов. …
  • 72. Лица, ответственные за проведение сливоналивных операций на судне и на причале, ДОЛЖНЫ быть обеспечены средствами двусторонней связи для оперативного взаимодействия друг с другом. …
  • 78. Для площадочных опасных производственных объектов магистрального трубопроводного транспорта для аварийного сброса необходимо применять резервуары без понтона, системы улавливания и рекуперации паров. Резервуары для аварийного сброса нефти и нефтепродуктов ДОЛЖНЫ быть оборудованы дыхательными и предохранительными клапанами. …
  • 81. Стальные вертикальные резервуары в зависимости от их назначения ДОЛЖНЫ быть оснащены: …
  • 73. Во время грозы и сильного ветра (более 15 метров в секунду) НЕ ДОПУСКАЕТСЯ проведение сливоналивных операций с ЛВЖ. …
  • 75. Хранение нефти и нефтепродуктов в заглубленных и подземных резервуарах для вновь строящихся и реконструируемых опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов НЕ ДОПУСКАЕТСЯ. …
  • При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой НЕ ДОПУСКАЕТСЯ объединять ею резервуары с автомобильными бензинами и авиационными бензинами (топливом для реактивных двигателей). …
  • 80. При применении стальных резервуаров с защитной стенкой (типа «стакан в стакане») ДОЛЖЕН быть обеспечен контроль утечек продукта в межстенное пространство по прямому (утечки) или косвенному (загазованность) параметру. При обнаружении нарушения герметичности основного резервуара он ДОЛЖЕН быть выведен из эксплуатации. …
  • 82. Резервуары для авиационных топлив на топливо-заправочных комплексах ДОЛЖНЫ быть оборудованы плавающими устройствами для верхнего забора топлива. …
  • Резервуары не ДОЛЖНЫ быть оборудованы газоуравнительной системой и системой улавливания и рекуперации паров. …
  • 83. Устанавливаемое на резервуарах для хранения нефти и нефтепродуктов оборудование, арматура и приборы контроля, сигнализации и защиты ДОЛЖНЫ обеспечивать безопасную эксплуатацию резервуаров при: …
  • НЕ ДОПУСКАЕТСЯ хранить авиационные бензины (топливо для реактивных двигателей) на топливо-заправочных комплексах в РВСПК и (или) понтоном. …
  • 84. Каждый резервуар, введенный в эксплуатацию, ДОЛЖЕН соответствовать проектной документации (документации на техническое перевооружение), иметь технический паспорт, в котором указан его порядковый номер согласно технологической схеме резервуарного парка, нанесенный также на корпус резервуара. …
  • 87. Перепад между атмосферным давлением и давлением в резервуарах ДОЛЖЕН поддерживаться установленной дыхательной и предохранительной арматурой. Дыхательная арматура ДОЛЖНА выбираться в зависимости от типа резервуара и хранимого продукта. …
  • 85. Производительность наполнения (опорожнения) резервуаров не ДОЛЖНА превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных и предохранительных устройств. …
  • 86. Максимальная производительность наполнения (опорожнения) для РВСГЖ и (или) понтоном ограничивается допустимой скоростью движения понтона (плавающей крыши), которая не ДОЛЖНА превышать для резервуаров емкостью до 30 000 кубических метров — 6 метров в час, для резервуаров емкостью свыше 30 000 кубических метров — 4 метра в час. При этом скорость понтона при сдвиге не ДОЛЖНА превышать 2,5 метра в час. …
  • 88. При установке на резервуарах гидравлических клапанов последние ДОЛЖНЫ быть заполнены трудноиспаряющейся, некристаллизующейся, неполимеризующейся и незамерзающей жидкостью. …
  • 90. На резервуарах, оборудованных дыхательными клапанами, ДОЛЖНЫ устанавливаться предохранительные клапаны. Дыхательные и предохранительные клапаны устанавливаются на патрубках. …
  • 94. Резервуары для нефти и нефтепродуктов ДОЛЖНЫ быть оснащены контрольно-измерительными приборами в соответствии с проектной документацией (документацией на техническое перевооружение). …
  • 99. Резерву арные парки хранения нефти и светлых нефтепродуктов ДОЛЖНЫ оснащаться средствами автоматического контроля и обнаружения утечек нефтепродуктов и (или) их паров в обваловании резервуаров. Все случаи обнаружения утечек в обваловании резервуаров нефтепродуктов и (или) их паров ДОЛЖНЫ регистрироваться приборами с выводом показаний в помещение управления (операторную) и документироваться. …
  • При хранении нефтепродуктов в резервуарах НЕ ДОПУСКАЕТСЯ наличие подтоварной воды выше минимального уровня, обеспечиваемого устройством для дренажа воды. …
  • Ручной отбор проб светлых нефтепродуктов через люк на крыше резервуара НЕ ДОПУСКАЕТСЯ. …
  • НЕ ДОПУСКАЕТСЯ выполнять указанные операции во время грозы, а также во время закачки или откачки продукта. …
  • 91. Материал уплотнителей (затворов) понтонов и плавающих крыш ДОЛЖЕН выбираться с учетом совместимости с хранимым продуктом, газонепроницаемости, старения, прочности, температуры окружающей среды и подлежит обоснованию в проектной документации (документации на техническое перевооружение). …
  • 98. Контроль уровня нефтепродуктов в резервуарах ДОЛЖЕН осуществляться контрольно-измерительными приборами. …
  • 92. Трубопроводная обвязка резервуаров и насосов ДОЛЖНА обеспечивать возможность перекачки продуктов из одного резервуара в другие в случае аварии. Для аварийного освобождения резервуары для хранения ЛВЖ и ГЖ оснащаются запорной арматурой. Применение запорной арматуры с дистанционным управлением устанавливается в проектной документации (документации на техническое перевооружение). Управление запорной арматурой с дистанционным управлением производится из операторной, а также из мест, доступных и безопасных для обслуживания в аварийных условиях. Время срабатывания арматуры устанавливается в проектной документации (документации на техническое перевооружение). …
  • 93. Свеча рассеивания для сброса паров нефти и нефтепродуктов ДОЛЖНА обеспечивать условия рассеивания газа, исключающие образование взрывоопасных концентраций в зоне размещения технологического оборудования, зданий и сооружений. Место размещения и высота свечи рассеивания ДОЛЖНЫ определяться в проектной документации. …
  • 95. Для удаления подтоварной воды из вертикальных цилиндрических резервуаров, предназначенных для хранения нефти и нефтепродуктов, ДОЛЖНА быть предусмотрена система дренирования подтоварной воды. …
  • 96. В целях предотвращения переполнения системы дренирования при автоматическом сбросе подтоварной воды ДОЛЖНА быть выполнена блокировка, исключающая переполнение приемной емкости. …
  • Количество приборов обнаружения нефтепродуктов и (или) их паров ДОЛЖНО выбираться в зависимости от площади, занимаемой узлом, и устанавливаться в проектной документации (документации на техническое перевооружение) в соответствии с техническими характеристиками приборов, указанными в паспортах организации-изготовителя. …
  • Для вновь проектируемых резервуаров управление приводами запорной арматуры ДОЛЖНО быть дистанционным из помещения управления (операторной) и по месту ее установки. …
  • 108. Общее освещение резервуарных парков ДОЛЖНО осуществляться прожекторами. Прожекторные мачты ДОЛЖНЫ устанавливаться на расстоянии не менее 10 метров от резервуаров, но вне зоны обвалования или ограждающих стен. …
  • Технические решения, количество и порядок размещения приборов обнаружения в обваловании резервуаров нефтепродуктов и (или) их паров ДОЛЖНЫ устанавливаться в проектной документации (документации на техническое перевооружение) в зависимости от вида хранящихся нефтепродуктов, условий их хранения, объема единичных емкостей резервуаров и порядка их размещения в составе склада. …
  • 100. На площадках резерву арных парков хранения светлых нефтепродуктов в районе запорно-регулирующей арматуры узла подключения склада (парка), расположенного за пределами обвалования, ДОЛЖНЫ устанавливаться приборы обнаружения утечек нефтепродуктов и (или) их паров. …
  • 102. Резервуары для мазута ДОЛЖНЫ быть оборудованы устройствами подогрева мазута. При расположении внутри резервуара парового разогревающего устройства снаружи резервуара ДОЛЖНЫ быть предусмотрены штуцеры для дренажа и воздушника с запорными устройствами для дренирования конденсата и отвода воздуха в период пуска. …
  • 104. Подогреватели ДОЛЖНЫ быть изготовлены из стальных бесшовных труб. …
  • 107. Запорные устройства, установленные непосредственно у резервуара, ДОЛЖНЫ дублироваться установкой запорных устройств на технологических трубопроводах вне обвалования. …
  • Узлы задвижек вне обвалования ДОЛЖНЫ обеспечивать необходимые технологические переключения, а также возможность надежного отключения каждого резервуара. Применение арматуры с дистанционным управлением (электро-, пневмо- или гидроприводной) определяется условиями технологического процесса перекачки с обоснованием в проектной документации (документации на техническое перевооружение). …
  • 109. Нефтепродукты ДОЛЖНЫ подаваться в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания для обеспечения электростатической безопасности (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности). …
  • В резервуарах, оборудованных змеевиковыми подогревателями, НЕ ДОПУСКАЕТСЯ подогрев мазута при уровне жидкости над подогревателями менее 500 миллиметров. …
  • 106. Установка электрооборудования, не связанного с эксплуатацией резервуаров, и транзитная прокладка электрокабельных линий внутри обвалования резервуаров НЕ ДОПУСКАЮТСЯ. …
  • 101. При хранении высоковязких и застывающих нефтепродуктов ДОЛЖЕН быть предусмотрен их подогрев. Выбор вида теплоносителя и способа подогрева подлежит обоснованию в проектной документации (документации на техническое перевооружение) в зависимости от вида хранимого или перекачиваемого продукта, его физико-химических свойств и показателей пожаровзрывоопасности, климатических условий, типа резервуаров для хранения. …
  • 103. Температура подогрева мазута в резервуарах ДОЛЖНА быть ниже температуры вспышки его паров в закрытом тигле не менее чем на 15 градусов Цельсия и не превышать 90 градусов Цельсия. Температура подогреваемого в резервуаре нефтепродукта ДОЛЖНА постоянно контролироваться с регистрацией показаний в помещении управления (операторной) и документироваться. …
  • 105. При хранении в резервуарах нефти, мазута и других высоковязких нефтепродуктов для предотвращения накопления осадков ДОЛЖНА быть предусмотрена система размыва. …
  • 113. Размещение складских зданий и сооружений для хранения нефтепродуктов в таре ДОЛЖНО соответствовать требованиям законодательства о градостроительной деятельности, проектной документации и настоящих Правил. …
  • Хранение нефтепродуктов в таре ДОЛЖНО осуществляться в специальных зданиях и сооружениях, под навесами и на открытых площадках. …
  • 110. Все технологические операции по приему, хранению и отгрузке нефти и нефтепродуктов в резервуарных парках ДОЛЖНЫ проводиться в соответствии с требованиями производственных инструкций (технологических карт), утвержденных эксплуатирующей организацией, и настоящих Правил. …
  • 114. Виды тары для хранения, требования к ее подготовке, заполнению и маркировке, условиям ее хранения и транспортирования ДОЛЖНЫ соответствовать эксплуатационной документации и требованиям настоящих Правил. …
  • 116. В складских помещениях и на площадках для хранения нефтепродуктов в таре ДОЛЖНЫ быть предусмотрены средства механизации для проведения погрузочно-разгрузочных операций и обеспечены условия для безопасного проезда к указанным помещениям и площадкам хранения. …
  • 117. При хранении нефтепродуктов в таре в складских помещениях ДОЛЖНЫ быть обеспечены следующие условия: …
  • Полы в пунктах разлива и фасовки нефтепродуктов в тару, выполненные из неэлектропроводных материалов, ДОЛЖНЫ быть закрыты металлическими листами с обеспечением заземления, на которые устанавливается металлическая тара при ее заполнении. Допускается осуществлять заземление бочек, бидонов и других передвижных емкостей путем присоединения их к заземляющему устройству медным тросиком с наконечником под болт. …
  • 119. Площадки для хранения нефтепродуктов в таре ДОЛЖНЫ быть с твердым покрытием и уклоном для стока воды. …
  • Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов с температурой вспышки 45 градусов Цельсия и ниже на открытых площадках НЕ ДОПУСКАЕТСЯ. …
  • 115. НЕ ДОПУСКАЕТСЯ совместное хранение нефтепродуктов в одном помещении с веществами, физико-химические свойства которых способны к окислению и воспламенению нефтепродуктов. …
  • При заполнении порожнего резервуара нефть (нефтепродукты) ДОЛЖНА подаваться со скоростью не более 1 метра в секунду до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши). …
  • 118. Полы в складских зданиях для хранения нефтепродуктов в таре ДОЛЖНЫ быть выполнены из негорючих и невпитывающих нефтепродуктов материалов, при хранении ЛВЖ — из материалов, исключающих искрообразование. Поверхность пола не ДОЛЖНА иметь шероховатостей и ДОЛЖНА быть выполнена с уклоном для стока жидкости в приямки. …
  • 122. Затаривание и расфасовка нефтепродуктов (масла, смазки) в бочки и мелкую тару ДОЛЖНЫ осуществляться в пунктах разлива и фасовки нефтепродуктов. Помещения пунктов разлива и фасовки ДОЛЖНЫ размещаться в зданиях или на площадках под навесом в зависимости от климатических условий и видов продукции. В зависимости от вида и объема разливаемой продукции помещение следует делить на изолированные секции. …
  • 124. Помещения пунктов разлива и фасовки нефтепродуктов в тару ДОЛЖНЫ оснащаться автоматизированными устройствами для отпуска, затаривания и определения количества нефтепродуктов, средствами автоматического прекращения налива, системами контроля загазованности и аварийной вентиляции, средствами механизации погрузочных работ. …
  • 126. Мерные устройства, а также фасовочные агрегаты (камеры) разлива в тару жидкой продукции ДОЛЖНЫ быть оборудованы местными отсосами. …
  • 128. НЕ ДОПУСКАЕТСЯ производить налив ЛВЖ и ГЖ в бочки, установленные непосредственно на автомобилях. …
  • 123. Электрооборудование, электропроводка в помещениях пунктов разлива и фасовки нефтепродуктов в тару ДОЛЖНЫ соответствовать требованиям технического регламента Таможенного союза «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах» (далее — ТР ТС 012/2011), утвержденного решением Комиссии Таможенного союза от 18 октября 2011 г. N 825 (официальный сайт Комиссии Таможенного союза http://www.tsouz.ru/, 21 октября 2011 г.) <1>. …
  • <1> С изменениями, внесенными решениями Коллегии Евразийской экономической комиссии от 04.12.2012 N 250 (официальный сайт Евразийской экономической комиссии http://www.tsouz.ru/, 05.12.2012), от 13.05.2014 N 73 (официальный сайт Евразийской экономической комиссии http://www.eurasiancommission.org/, 14.05.2014), от 25.10.2016 N 119 (официальный сайт Евразийского экономического союза http://www.eaeunion.org/, 27.10.2016). Является обязательным для Российской Федерации в соответствии с Договором об учреждении Евразийского экономического сообщества от 10 октября 2000 г. (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, N 7, ст. 632); Договором о Евразийском экономическом союзе от 29 мая 2014 г., ратифицированным Федеральным законом от 3 октября 2014 г. N 279-ФЗ «О ратификации Договора о Евразийском экономическом союзе» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, N 40, ст. 5310). …
  • 125. Разлив в мелкую тару жидкой продукции ДОЛЖЕН осуществляться на автоматических установках и автоматических линиях, обеспечивающих герметичный налив. …
  • 127. При наливе ЛВЖ в металлические бочки патрубок наливного шланга ДОЛЖЕН быть опущен до дна. Патрубок, шланг и бочка ДОЛЖНЫ быть заземлены. …
  • 120. В складских помещениях для хранения нефтепродуктов в таре НЕ ДОПУСКАЕТСЯ расфасовывать нефтепродукты, хранить упаковочные материалы, пустую тару и посторонние предметы. Площадка для хранения нефтепродуктов в таре ДОЛЖНА быть оборудована отмостками и водоотводными каналами с уклоном для стока воды. Водоотводные лотки, трубопроводы, отмостки ДОЛЖНЫ содержаться в исправном состоянии. Периодичность очистки водоотводных лотков, трубопроводов и отмостки определяется в технических документах эксплуатирующей организации. …
  • 133. Конструкции (сооружения), состоящие из труб, деталей и элементов трубопровода, включая трубопроводную арматуру, отводы, переходы, тройники, фланцы и элементы крепления, защиты и компенсации трубопровода (опоры, подвески, компенсаторы, болты, шайбы, прокладки), герметично и прочно соединенные между собой (далее — технологические трубопроводы), предназначенные для перемещения нефти, нефтепродуктов, отработанных нефтепродуктов и обеспечивающие в пределах опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов выполнение технологических операций и эксплуатацию оборудования, а также нефтепродуктопроводы, по которым производится отпуск нефтепродуктов близлежащим организациям (между складом и нефтеперерабатывающими производствами, наливными причалами, отдельно стоящими железнодорожными и автомобильными эстакадами), ДОЛЖНЫ находиться на балансе организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты складов нефти и нефтепродуктов. …
  • 134. Эксплуатация и обслуживание технологических трубопроводов ДОЛЖНЫ обеспечивать их соответствие требованиям проектной документации (документации на техническое перевооружение) в течение всего срока эксплуатации технологических трубопроводов. …
  • 136. В проектной документации (документации на техническое перевооружение) ДОЛЖНЫ быть определены срок службы, категория и группа технологического трубопровода. …
  • 137. Для транспортировки нефти и нефтепродуктов ДОЛЖНЫ применяться стальные трубопроводы. Применение труб из стекла, а также из горючих и трудногорючих материалов (фторопласт, полиэтилен, винипласт) НЕ ДОПУСКАЕТСЯ. …
  • 138. Для вновь строящихся и реконструируемых топливо-заправочных комплексов опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов технологические трубопроводы для топлива реактивных двигателей ДОЛЖНЫ изготавливаться из низкоуглеродистой стали с внутренним и наружным антикоррозионным покрытием или из коррозионностойких сталей. …
  • 140. Технологические трубопроводы, прокладываемые на территории складов нефти и нефтепродуктов, ДОЛЖНЫ обеспечивать безопасную их эксплуатацию, выполнение работ по обслуживанию, ремонту и замене. …
  • 135. Организации, осуществляющие эксплуатацию технологических трубопроводов, ОБЯЗАНЫ обеспечивать их безопасную эксплуатацию, контроль за проведением ревизии и ремонта, а также за проведением оценки их соответствия требованиям Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». …
  • 139. НЕ ДОПУСКАЕТСЯ применение в конструкциях трубопроводов для авиационных топлив материалов из медных и кадмиевых сплавов и оцинкованной стали. …
  • 142. Соединения трубопроводов между собой ДОЛЖНЫ быть сварными. При перекачке по технологическим трубопроводам вязких и застывающих нефтепродуктов установка фланцевых соединений с применением прокладок из негорючих материалов в местах установки арматуры и соединения с оборудованием обосновывается в проектной документации (документации на техническое перевооружение). …
  • 143. На технологических трубопроводах при возможном повышении давления выше расчетного ДОЛЖНЫ устанавливаться предохранительные клапаны, сбросы из которых ДОЛЖНЫ направляться в закрытые технологические системы или резервуары аварийного сброса. Технические решения по установке предохранительных клапанов и сбросам в закрытые технологические системы или резервуары аварийного сброса ДОЛЖНЫ устанавливаться в проектной документации (документации на техническое перевооружение). …
  • 144. В проектной документации (документации на техническое перевооружение) ДОЛЖНЫ быть предусмотрены меры по освобождению трубопроводов от нефтепродуктов. …
  • 147. Технологические трубопроводы для перекачки вязких продуктов ДОЛЖНЫ иметь наружный обогрев. В качестве теплоносителей может применяться пар, промтеплофикационная вода и электрообогрев. В случае применения электрообогрева с помощью ленточных нагревателей последние ДОЛЖНЫ быть выполнены во взрывозащищенном исполнении. …
  • 149. Температурные деформации трубопроводов для транспортировки мазута ДОЛЖНЫ компенсироваться за счет поворотов и изгибов трассы трубопроводов или установкой специальных компенсирующих устройств (П-образных компенсаторов). …
  • На технологических трубопроводах НЕ ДОПУСКАЕТСЯ возникновение тупиковых и застойных зон. …
  • 150. Применение сальниковых, линзовых и волнистых компенсаторов на технологических трубопроводах для транспортировки мазута НЕ ДОПУСКАЕТСЯ. …
  • 141. Технологические трубопроводы ДОЛЖНЫ выполняться из электросварных и бесшовных труб, в том числе с антикоррозионным покрытием. Выбор труб ДОЛЖЕН осуществляться в зависимости от свойств транспортируемых пожаровзрывоопасных веществ и рабочих параметров и обосновываться в проектной документации (документации на техническое перевооружение). …
  • 146. Подвод инертного газа или пара для продувки технологических трубопроводов ДОЛЖЕН производиться в начальных и конечных точках трубопровода. Для этого ДОЛЖНЫ быть предусмотрены штуцеры с арматурой и заглушкой. …
  • 145. Прокладка технологических трубопроводов ДОЛЖНА производиться с уклоном для возможности их опорожнения при остановках. …
  • 151. На технологических трубопроводах для транспортировки нефти и нефтепродуктов ДОЛЖНА быть установлена запорная и (или) отсекающая арматура в соответствии с проектной документацией (документацией на техническое перевооружение). …
  • 152. Запорная арматура, установленная на технологических трубопроводах с условным диаметром более 400 миллиметров, ДОЛЖНА иметь механический привод (электро-, пневмо- или гидропривод) с дистанционным управлением и ручным дублированием. …
  • 157. На нагнетательном трубопроводе ДОЛЖНА быть предусмотрена установка обратного клапана для предотвращения перемещения транспортируемых веществ обратным ходом. …
  • 153. Конструкция уплотнений, сальниковые набивки, материалы прокладок и монтаж фланцевых соединений на технологических трубопроводах ДОЛЖНЫ обеспечивать необходимую степень герметичности в течение межремонтного периода эксплуатации технологической системы. …
  • В открытых насосных установках (станциях) следует предусматривать обогрев пола при наличии обоснования в проектной документации (документации на техническое перевооружение). Обогревающие пол устройства ДОЛЖНЫ обеспечивать на поверхности пола насосной установки (станции) температуру не ниже плюс 5 градусов Цельсия при средней температуре наиболее холодной пятидневки. …
  • 156. Насосные агрегаты ДОЛЖНЫ обеспечивать безопасную эксплуатацию на весь срок их службы. …
  • При применении двойных торцовых уплотнений в качестве затворной жидкости ДОЛЖНЫ использоваться негорючие и (или) нейтральные к перекачиваемой среде жидкости. …
  • При выборе насосов ДОЛЖНЫ учитываться технические требования к безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах и требования настоящих Правил, а также технической документации организации-изготовителя. …
  • 159. Насосные агрегаты ДОЛЖНЫ оснащаться системами автоматизации, обеспечивающими их эксплуатацию в соответствии с требованиями проектной документации (документацией на техническое перевооружение) и технической документации организации-изготовителя. …
  • 160. Насосные агрегаты, перекачивающие нефть и нефтепродукты, ДОЛЖНЫ иметь дистанционное отключение из помещения управления (операторной) и по месту. …
  • Для нагнетания ЛВЖ и ГЖ ДОЛЖНЫ применяться центробежные насосы бессальниковые с торцовым уплотнением. Тип торцового уплотнения (одинарное, одинарное с дополнительным уплотнением, двойное) ДОЛЖЕН определяться проектной документацией (документацией на техническое перевооружение) в зависимости от физико-химических свойств перекачиваемых сред. …
  • 161. Эксплуатирующей организацией ДОЛЖЕН быть установлен контроль вибрационного состояния за уровнем вибрации насосных агрегатов в целях обеспечения их безопасной эксплуатации. …
  • 155. В открытых насосных станциях, расположенных под навесами, площадь устраиваемых в них боковых ограждений ДОЛЖНА составлять не более 50 процентов общей площади закрываемой стороны (считая по высоте от пола до выступающей части перекрытия или покрытия насосной станции). Защитные боковые ограждения открытых насосных станций ДОЛЖНЫ быть выполнены из негорючих материалов и по условиям естественной вентиляции не доходить до пола и покрытия (перекрытия) насосной станции не менее чем на 0,3 метра. …
  • Расположение насосов, трубопроводов и арматуры в помещениях насосных станций ДОЛЖНО обеспечивать безопасное проведение работ по их техническому обслуживанию, осмотру, ремонту и монтажу (демонтажу). …
  • 163. В закрытых насосных станциях полы ДОЛЖНЫ быть выполнены из негорючих и стойких к воздействию нефтепродуктов материалов. В полах следует располагать дренажные лотки. Лотки ДОЛЖНЫ быть непроницаемыми для воды и нефтепродуктов и закрытыми. Лотки следует соединять с канализацией через гидрозатворы с постоянным уклоном в сторону канализации. …
  • 166. При установке насосных агрегатов, перекачивающих высоковязкие, обводненные или застывающие при температуре наружного воздуха нефтепродукты на открытых площадках, ДОЛЖНЫ быть соблюдены требования, обеспечивающие непрерывность их работы (теплоизоляция, обогрев насосов и трубопроводов, наличие систем продувки, промывки, пропарки насосов и трубопроводов). …
  • 167. Корпуса насосов, перекачивающих ЛВЖ и ГЖ, ДОЛЖНЫ быть заземлены независимо от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосами. …
  • Все случаи загазованности ДОЛЖНЫ регистрироваться приборами с автоматической записью и документироваться. …
  • 169. Закрытые насосные станции ДОЛЖНЫ быть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией. …
  • 170. Помещения насосных станций ДОЛЖНЫ быть оборудованы грузоподъемными устройствами для ремонта технологического оборудования. …
  • 162. НЕ ДОПУСКАЕТСЯ пуск в работу и эксплуатация насосных агрегатов при отсутствии ограждения на подвижных частях. …
  • 165. Для проектируемых и реконструируемых опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов строительство заглубленных насосных станций НЕ ДОПУСКАЕТСЯ. …
  • 173. Системы автоматизации, в том числе поставляемые комплектно с оборудованием, ДОЛЖНЫ соответствовать требованиям технических регламентов, федеральных норм и правил в области промышленной безопасности, разработанных в соответствии с требованиями части 3 статьи 4 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», и настоящих Правил. …
  • 175. Электрические средства систем автоматизации, связи и оповещения во взрывопожароопасных зонах производственных помещений и наружных установок ДОЛЖНЫ соответствовать требованиям ТР ТС 012/2011. …
  • 176. Контрольно-измерительные приборы, устанавливаемые на открытом воздухе, ДОЛЖНЫ размещаться в закрытых шкафах. …
  • 177. Управление и контроль процессами перекачки по трубопроводам нефти и нефтепродуктов, а также слива и налива ДОЛЖНЫ осуществляться централизованно из помещения управления (операторных и (или) диспетчерской). …
  • 179. На период замены элементов системы автоматизации ДОЛЖНЫ быть предусмотрены меры и средства, обеспечивающие безопасность проведения технологических операций в ручном режиме. Указанные меры и средства по проведению технологических операций в ручном режиме ДОЛЖНЫ быть указаны в инструкции по ведению технологических операций, утвержденной эксплуатирующей организацией. …
  • 178. Ведение технологических операций и эксплуатация оборудования с неисправными или отключенными приборами, входящими в системы автоматизации, НЕ ДОПУСКАЕТСЯ. …
  • 180. В системах автоматизации, связи и оповещения НЕ ДОПУСКАЕТСЯ использовать приборы, отработавшие назначенный срок службы. …
  • 171. Каждый насосный агрегат ДОЛЖЕН иметь паспорт организации-изготовителя, в который заносят все сведения по ремонту и замене комплектующих частей. В паспорте насосного агрегата ДОЛЖЕН быть указан его срок службы. …
  • 185. Прокладка кабельных трасс ДОЛЖНА осуществляться открытым способом в местах, исключающих воздействие высоких температур, механических повреждений. …
  • Защита от прямых ударов молнии, вторичных ее проявлений и заноса высокого потенциала через наземные (надземные) и подземные металлические коммуникации ДОЛЖНА соответствовать требованиям технических регламентов и федеральных нормам и правил в области промышленной безопасности, разработанных в соответствии с требованиями части 3 статьи 4 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». …
  • 189. Электрооборудование для наружных установок, которое размещается вне взрывоопасной зоны, ДОЛЖНО иметь закрытое или закрытое обдуваемое исполнение с защитой от атмосферных воздействий с учетом климатических факторов. …
  • 184. Для обеспечения бесперебойного электроснабжения в случае прекращения подачи электроэнергии от основного источника питания ДОЛЖНЫ применяться средства для автоматического переключения с основного источника питания на резервный. …
  • Электрокабели, прокладываемые по территории опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов, ДОЛЖНЫ иметь изоляцию и оболочку из материалов, не распространяющих горение. …
  • 186. Отверстия в стенах и полах для прохода электрокабелей и труб ДОЛЖНЫ быть плотно заделаны негорючими материалами. …
  • 192. Устройства для подключения передвижного и переносного электрооборудования ДОЛЖНЫ размещаться вне взрывоопасных зон. …
  • 194. Дыхательная арматура резервуаров с ЛВЖ и пространство над ней, а также пространство над срезом горловины цистерн с ЛВЖ при открытом наливе продукта на наливной эстакаде, ограниченное цилиндром высотой 2,5 метра и радиусом 5 метров, ДОЛЖНЫ быть защищены от прямых ударов молнии. …
  • 191. При эксплуатации электрифицированных подъемных сооружений (грузоподъемные краны, электрические тали, лебедки) применение троллейных проводов и открытых токосъемников в помещениях взрывоопасных категорий НЕ ДОПУСКАЕТСЯ. …
  • 200. Заземляющее устройство для защиты от статического электричества следует объединять с заземляющими устройствами для защиты электрооборудования и молниезащиты. Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного только для защиты от статического электричества, ДОЛЖНО быть не более 100 Ом. …
  • 195. Для защиты зданий (сооружений) и электрооборудования от вторичных проявлений молнии ДОЛЖНЫ быть предусмотрены следующие меры: …
  • металлические конструкции и корпуса всего оборудования и аппаратов, находящихся в защищаемом здании (сооружении), ДОЛЖНЫ быть присоединены к заземляющему устройству электроустановок; …
  • в соединениях элементов трубопроводов или других протяженных металлических предметов ДОЛЖНЫ быть обеспечены переходные сопротивления не более 0,03 Ом на каждый контакт. …
  • 197. Соединения молниеприемников с токоотводами и токоотводов с заземлителями ДОЛЖНЫ выполняться сваркой, при недопустимости огневых работ разрешается выполнение болтовых соединений с переходным сопротивлением не более 0,05 Ом при условии обязательного ежегодного контроля сопротивления перед началом грозового периода. …
  • Измерение указанного сопротивления ДОЛЖНО проводиться при относительной влажности окружающего воздуха не выше 60 процентов, при этом площадь соприкосновения измерительного электрода с поверхностью оборудования не ДОЛЖНА превышать 20 квадратных сантиметров. При измерениях электрод ДОЛЖЕН располагаться в точках поверхности оборудования, наиболее удаленных от точек контакта поверхности с заземленными металлическими элементами, деталями, арматурой. …
  • 203. Защита от электростатической индукции ДОЛЖНА обеспечиваться присоединением всего оборудования и аппаратов, находящихся в зданиях, сооружениях и установках, к контуру защитного заземления. …
  • 202. Резиновые шланги с металлическими наконечниками, используемые для налива жидкостей в железнодорожные и автомобильные цистерны, наливные суда и другие передвижные сосуды и аппараты, ДОЛЖНЫ быть заземлены (обвиты медной проволокой диаметром не менее 2 миллиметров или медным тросиком сечением не менее 6 квадратных миллиметров с шагом витка не более 100 миллиметров). Один конец проволоки (или тросика) соединяется пайкой (или под болт) с металлическими заземленными частями трубопровода, а другой — с металлическим наконечником шланга. …
  • Наконечники шланга ДОЛЖНЫ быть изготовлены из металла, не создающего искры при ударе. …
  • Перемычки ДОЛЖНЫ быть изготовлены из стальной проволоки диаметром не менее 5 миллиметров или стальной ленты сечением не менее 24 квадратных миллиметров. …
  • 207. Молниеотводы ДОЛЖНЫ иметь предупредительные надписи, запрещающие приближаться к ним во время грозы на расстояние менее 4 метров. …
  • 210. На всех площадках опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов ДОЛЖНЫ быть предусмотрены технические средства, обеспечивающие оповещение об обнаружении аварийных выбросов горючих паров или разливов нефти и нефтепродуктов. …
  • 208. Для безопасного проведения технологических операций с нефтью и нефтепродуктами персонал ДОЛЖЕН быть обеспечен системами двусторонней громкоговорящей связи или телефонной связи, или радиосвязью. …
  • 221. Электроснабжение агрегатов систем водоснабжения ДОЛЖНО обеспечиваться по той же категории надежности, как и объектов потребителей воды на опасных производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов. …
  • 212. Системы вентиляции по назначению, устройству, техническим характеристикам, исполнению, обслуживанию и условиям эксплуатации ДОЛЖНЫ соответствовать требованиям технических регламентов и настоящих Правил. …
  • 215. Системы аварийной вентиляции ДОЛЖНЫ включаться автоматически от систем контроля загазованности воздушной среды в помещении. Кроме автоматического включения необходимо предусматривать ручное включение (местное и дистанционное из помещения управления). …
  • 218. Вентиляционное оборудование, металлические трубопроводы и воздуховоды систем отопления и вентиляции ДОЛЖНЫ быть заземлены. …
  • 220. Системы водоснабжения и канализации ДОЛЖНЫ соответствовать требованиям законодательства о градостроительной деятельности, технических регламентов. …
  • 213. В производственных помещениях воздухообмен систем вентиляции ДОЛЖЕН обеспечивать концентрацию вредных веществ в воздухе рабочей зоны ниже предельно допустимой концентрации, а пожаровзрывоопасных веществ и газов — ниже НКПРП. …
  • 222. Насосные станции производственной канализации, заглубленные более чем на 0,5 метра, ДОЛЖНЫ оснащаться датчиками загазованности с выводом сигнала на пульт помещения управления. В случае достижения загазованности насосной станции 20 процентов объемных от НКПРП ДОЛЖНА включаться аварийная вентиляция. …
  • 228. Сеть производственных сточных вод ДОЛЖНА быть закрытой и выполняться из негорючих материалов. …
  • 233. На выпусках сточных вод от группы резервуаров или одного резервуара за пределами обвалования необходимо устанавливать колодцы с размещенными в них задвижками, устройствами для управления ими с поверхности, а также гидравлическими затворами. Высота столба жидкости в гидравлическом затворе ДОЛЖНА быть не менее 0,25 метра. …
  • 223. Осмотр и очистка водопроводов, колодцев с подземными гидрантами ДОЛЖНЫ проводиться по графику с соблюдением требований инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ, разработанной эксплуатирующей организацией. …
  • 225. Системы канализации ДОЛЖНЫ обеспечивать удаление и очистку химически загрязненных, технологических, смывных и других сточных вод. …
  • 227. В производственную канализацию ДОЛЖНЫ отводиться следующие виды сточных вод: …
  • 230. Сточные воды от зачистки и пропарки резервуаров для нефти и нефтепродуктов ДОЛЖНЫ отводиться на очистные сооружения. …
  • НЕ ДОПУСКАЕТСЯ сброс нефтешламов в сети канализации сточных вод, нефтешламы ДОЛЖНЫ отводиться на узлы обезвреживания для дальнейшей утилизации. …
  • 231. Задвижки на выпусках дождевой канализации с территории резервуарных парков нефти и нефтепродуктов ДОЛЖНЫ быть в закрытом состоянии и опломбированы. …
  • 234. НЕ ДОПУСКАЕТСЯ прямое соединение канализации загрязненных стоков с бытовой канализацией без гидрозатворов. При возможном попадании в стоки пожаровзрывоопасных и токсичных веществ ДОЛЖНЫ быть установлены средства контроля и сигнализации за их содержанием на входе в коллектор очистных сооружений, а также приняты меры, исключающие попадание этих веществ в бытовую канализацию. …
  • 224. Внутри обвалования группы резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов НЕ ДОПУСКАЕТСЯ прокладка транзитных водопроводов. …
  • НЕ ДОПУСКАЕТСЯ сброс этих стоков без предварительной локальной очистки, за исключением тех случаев, когда в эксплуатирующей организации имеются собственные очистные сооружения и магистральная сеть, предназначенная для приема таких стоков. …
  • 229. НЕ ДОПУСКАЕТСЯ сбрасывать пожаровзрывоопасные и пожароопасные нефтепродукты в канализацию, в том числе при авариях. …
  • 237. Температура производственных сточных вод при сбросе в канализацию ДОЛЖНА быть не выше 40 градусов Цельсия. …
  • 246. За осадкой основания каждого резервуара ДОЛЖНО быть установлено систематическое наблюдение. В первые четыре года после ввода резервуара в эксплуатацию (или до полной стабилизации осадки основания) необходимо ежегодно проводить нивелирование окрайки днища в абсолютных отметках, не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 метров. Результаты следует заносить в паспорт резервуара. …
  • 236. Осмотр и очистка канализационных колодцев, труб, лотков, гидрозатворов ДОЛЖНЫ проводиться с соблюдением требований технических документов по организации безопасного проведения газоопасных работ, разработанных эксплуатирующей организацией. …
  • 238. На очистных сооружениях ДОЛЖНЫ быть предусмотрены устройства для измерения расходов: …
  • 240. Нефтеловушки ДОЛЖНЫ быть выполнены из негорючих материалов и быть закрытыми. …
  • 242. Работы восстановительного характера, включающие строительные, монтажные, пусконаладочные, а также работы по диагностированию оборудования ДОЛЖНЫ проводиться в соответствии с требованиями федеральных норм и правил в области промышленной безопасности, разработанных в соответствии с требованиями части 3 статьи 4 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», а также документации по организации безопасного проведения ремонтных работ, разработанной эксплуатирующей организацией. …
  • 245. Результаты контроля технического состояния резервуара ДОЛЖНЫ отражаться в журнале (эксплуатационном паспорте резервуара). …
  • 235. Колодцы на сетях канализации НЕ ДОПУСКАЕТСЯ располагать под эстакадами технологических трубопроводов, в пределах отбортовок и обвалований отдельно стоящего оборудования, содержащих взрывоопасные продукты. …
  • 239. На канализационной сети до и после нефтеловушек на расстоянии не менее 10 метров ДОЛЖНЫ устраиваться колодцы с гидравлическим затвором. Если для отвода нефтепродуктов устроен коллектор от нескольких нефтеловушек, то на каждом присоединении к коллектору ДОЛЖЕН устраиваться колодец с гидравлическим затвором. …
  • 241. Для контроля качества сточных вод ДОЛЖЕН быть организован отбор проб сточных вод с проведением их химического анализа. …
  • 244. При осмотре стальных резервуаров следует проверять состояние швов нижних поясов стенки и уторного узла резервуара. При обнаружении утечки нефти и нефтепродуктов из резервуара или трещин в его сварных швах или в металле корпуса резервуар ДОЛЖЕН быть выведен из эксплуатации. …
  • При недопустимой неравномерной осадке резервуар ДОЛЖЕН быть освобожден от нефтепродукта и выведен из эксплуатации. …
  • При длительном хранении нефтепродуктов зачистка металлических резервуаров ДОЛЖНА проводиться после их опорожнения в соответствии с графиком, установленным эксплуатирующей организаций. …
  • 253. Вентиляция резервуара ДОЛЖНА осуществляться при всех открытых люках. …
  • 250. Электрооборудование зачистных агрегатов, используемых при зачистке резервуаров, ДОЛЖНО быть во взрывозащищенном исполнении и соответствовать категории и группе взрывоопасной смеси, а также классу взрывоопасной зоны. …
  • 249. Все металлические резервуары ДОЛЖНЫ подвергаться периодической зачистке: …
  • Металлические резервуары ДОЛЖНЫ подвергаться зачистке: …
  • 251. При зачистке резервуаров, в которых хранились сернистые нефти и нефтепродукты, ДОЛЖНЫ быть предусмотрены меры, исключающие самовозгорание пирофорных отложений. …
  • 254. При монтаже временных трубопроводных схем, связанных с откачкой остатка, пропаркой, продувкой и промывкой с применением временных схем электроснабжения и электрооборудования, последние (переносной насос, пускатели, рубильники) ДОЛЖНЫ быть во взрывозащищенном исполнении. …
  • 255. Трубопроводы, предназначенные для пропарки, продувки, промывки и чистки резервуара, ДОЛЖНЫ быть или съемными и монтироваться перед проведением этих операций, или стационарными с установленными на них межфланцевыми заглушками при эксплуатации резервуара. …
  • По окончании работ съемные трубопроводы ДОЛЖНЫ быть демонтированы, складироваться вне обвалования резервуарного парка и защищаться от воздействия атмосферных осадков. …
  • Порядок безопасного проведения работ по очистке, дезактивации пирофорных отложений резервуаров и оборудования ДОЛЖЕН быть изложен в отдельной инструкции, разработанной с учетом требований промышленной безопасности и утвержденной эксплуатирующей организацией. …
  • Для принудительной вентиляции паровоздушного пространства резервуара ДОЛЖНЫ применяться вентиляторы в искробезопасном исполнении с электрическими двигателями взрывозащищенного исполнения или пароэжектора. Корпус вентилятора ДОЛЖЕН быть заземлен. …
  • 259. Исправное состояние молниезащитных устройств ДОЛЖНО подтверждаться при проведении периодического контроля и внеочередных осмотров. …
  • 256. Работы по зачистке оборудования ДОЛЖНЫ выполняться в соответствии с требованиями технических документов по организации безопасного проведения газоопасных работ, разработанных эксплуатирующей организацией. …
  • 260. Все ремонты молниезащитных устройств ДОЛЖНЫ быть проведены до начала грозового периода (в апреле). …
  • 262. Все технические устройства, эксплуатируемые на опасных производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов, ДОЛЖНЫ иметь паспорта организации-изготовителя, сертификаты или декларации соответствия требованиям технических регламентов, подтверждающие их соответствие обязательным требованиям, установленным законодательством Российской Федерации о техническом регулировании, или заключение экспертизы промышленной безопасности. …
  • 264. Газоопасные работы, связанные с подготовкой оборудования к ремонту и проведением ремонта, ДОЛЖНЫ выполняться с соблюдением инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ, разработанной и утвержденной эксплуатирующей организацией. …
  • 265. Работы по ремонту оборудования и технических устройств допускается выполнять подрядной организацией, занимающейся сервисным обслуживанием. Руководители и работники подрядной организации ДОЛЖНЫ быть аттестованы в области промышленной безопасности в объеме требований, необходимых для исполнения ими трудовых обязанностей. …
  • 266. Для подъема и перемещения оборудования и его отдельных узлов ДОЛЖНЫ быть предусмотрены стационарные или передвижные подъемные сооружения. …
  • 257. Устранение неисправностей на работающем оборудовании НЕ ДОПУСКАЕТСЯ. …
  • 261. Технические устройства, оборудование и резервуары, отработавшие срок службы, подлежат экспертизе промышленной безопасности в соответствии с требованиями статей 7 и 13 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». Эксплуатация технических устройств, оборудования, резервуаров с истекшим сроком службы без положительного заключения экспертизы промышленной безопасности НЕ ДОПУСКАЕТСЯ. …
  • 258. Перед выполнением операций по сливу и наливу нефти и нефтепродуктов ДОЛЖЕН быть проведен осмотр сливоналивных и раздаточных устройств. Результаты осмотра ДОЛЖНЫ быть занесены в журнал приема-передачи смены. …
  • 273. Территория опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов ДОЛЖНА быть ограждена негорючей оградой по периметру и оборудована системами охранной сигнализации в соответствии с проектной документацией. …
  • 275. На территории опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов у контрольно-пропускного пункта ДОЛЖНА быть вывешена схема организации движения по территории и указана максимальная скорость движения транспорта. Порядок въезда и выезда транспортных средств на территорию определяет эксплуатирующая организация. При определении указанного порядка приоритет следует отдавать организации одностороннего движения транспорта. …
  • 269. На опасных производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов ДОЛЖНО быть обеспечено наличие исполнительной документации, в том числе исполнительных схем и профилей участков сетей инженерно-технического обеспечения. …
  • 267. Объемно-планировочные решения по размещению опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов ДОЛЖНЫ соответствовать требованиям законодательства о градостроительной деятельности, технических регламентов. …
  • 268. Все подземные коммуникации и кабельные трассы ДОЛЖНЫ иметь опознавательные знаки, позволяющие определять место их расположения и назначение. …
  • 274. Дороги для проезда автотранспорта, пешеходные тротуары, мосты и переходные мостики через трубопроводы и обвалования ДОЛЖНЫ отвечать требованиям законодательства о градостроительной деятельности. …
  • 270. НЕ ДОПУСКАЕТСЯ проводить земляные работы на территории опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов без наряда-допуска, оформленного в соответствии с требованиями инструкции по организации безопасного проведения земляных работ, разработанной и утвержденной эксплуатирующей организацией. …
  • 272. НЕ ДОПУСКАЕТСЯ загромождение и загрязнение дорог, проездов, проходов, подступов к противопожарному оборудованию, средствам пожаротушения, связи и сигнализации. …
  • 271. На территории опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов ДОЛЖЕН быть установлен прибор, определяющий направление и скорость ветра. Выбор места установки прибора подлежит обоснованию в проектной документации (документации на техническое перевооружение). …

Данный сборник НТД предназначен исключительно для ознакомления, без целей коммерческого использования. Собранные здесь тексты документов могут устареть, оказаться замененными новыми или быть отменены.

За официальными документами обращайтесь на официальные сайты соответствующих организаций или в официальные издания. Наша организация и администрация сайта не несут ответственности за возможный вред и/или убытки, возникшие или полученные в связи с использованием документации.

Источник

Резервуары и технологическое оборудование

Резервуары и технологическое оборудование » Подбор оборудования » Полезная информация » Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов ПБ 09-560-03 *

2.1. Общие требования

2.1.1. На нефтебазах и складах нефтепродуктов должны разрабатываться и внедряться мероприятия по предупреждению и исключению опасных факторов, влияющих на промышленную безопасность.

2.1.2. Разрабатываемые мероприятия нормативного, организационного и технического характера должны иметь четкую направленность и практическую реализацию в части:

  • обеспечения промышленной безопасности;
  • предотвращения аварий;
  • предотвращения образования взрывоопасной среды;
  • предотвращения образования во взрывоопасной среде источников зажигания.

2.1.3. Промышленная безопасность должна обеспечиваться:

  • техническими решениями, принятыми при проектировании;
  • соблюдением требований правил безопасности и норм технологического режима процессов;
  • безопасной эксплуатацией технических устройств, отвечающих требованиям нормативно-технической документации при эксплуатации, обслуживании и ремонте;
  • системой подготовки квалифицированных кадров.

2.1.4. Предотвращение аварий должно достигаться:

  • применением автоматизированных систем управления и противоаварийной защиты;
  • регламентированным обслуживанием и ремонтом оборудования с применением диагностики неразрушающими методами контроля;
  • системой мониторинга опасных факторов, влияющих на промышленную безопасность;
  • накоплением и анализом банка данных по авариям и инцидентам;
  • принятием предупреждающих мер по возникновению аварий.

2.1.5. Предотвращение образования взрывопожароопасной среды должно обеспечиваться:

  • автоматизацией технологических процессов, связанных с обращением легковоспламеняющихся жидкостей (далее — ЛВЖ) и горючих жидкостей (далее — ГЖ);
  • применением технических мер и средств защиты оборудования от повреждений и преждевременного износа;
  • регламентированным контролем герметичности участков, узлов, соединений, которые по условиям эксплуатации могут стать источниками выделений (пропуска) горючих газов;
  • контролем среды, блокировкой средств управления, позволяющей прекратить образование взрывоопасной среды на ранней стадии;
  • улавливанием паров взрывоопасной смеси и отводом их в емкость (конденсатор);
  • применением технических средств и приемов, позволяющих максимально сократить вынужденный выброс (испарение) горючих веществ;
  • применением замкнутой системы сбора взрывоопасной смеси по типу сообщающихся сосудов.

2.1.6. Предотвращение образования во взрывоопасной среде источников зажигания должно достигаться:

  • применением электрооборудования, соответствующего пожароопасной и взрывоопасной зонам, группе и категории взрывоопасной смеси;
  • применением приемов и режимов технологического процесса, оборудования, удовлетворяющих требованиям электростатической безопасности;
  • устройством и регулярной проверкой молниезащиты зданий, сооружений и оборудования;
  • применением в конструкции быстродействующих средств защитного отключения возможных источников зажигания;
  • применением искрогасителей и искроулавливателей;
  • использованием неискрящего инструмента при работе с оборудованием, содержащим ЛВЖ и ГЖ;
  • контролем температуры нагрева машин, механизмов, подшипников, устройств, которые могут войти в контакт с горючей средой;
  • устранением контакта с воздухом пирофорных веществ;
  • выполнением требований нормативной технической документации, правил промышленной безопасности.

2.1.7. Система производственного контроля за промышленной безопасностью должна обеспечивать:

  • контроль за соблюдением требований правил промышленной безопасности на опасном производственном объекте;
  • анализ состояния промышленной безопасности и контроль за реализацией мероприятий, направленных на ее повышение;
  • координацию работ, направленных на предупреждение аварий на опасных производственных объектах, и обеспечение готовности организации к локализации аварий и ликвидации их последствий.

2.2. Линейные отводы от магистральных нефтепродуктопроводов

2.2.1. Прием (отпуск) нефтепродуктов по отводящим распределительным трубопроводам (отводам) магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП) должен осуществляться с соблюдением требований, установленных нормативными документами к организации и порядку сдачи нефтепродуктов по отводам магистральных нефтепродуктопроводов.

2.2.2. Сооружения отводов (узлы приема) должны соответствовать требованиям строительных норм и правил к магистральным трубопроводам, складам нефти и нефтепродуктов, противопожарным нормам и нормам технологического проектирования магистральных нефтепродуктопроводов (распределительных нефтепродуктопроводов).

2.2.3. Герметичность задвижек на нулевом километре отвода (начальная точка отвода), концевых задвижек отвода, технологических задвижек у резервуаров потребителей определяется в проекте в соответствии с требованиями государственного стандарта.

2.2.4. Узел подключения концевых задвижек отводов к технологическим трубопроводам потребителя обустраивается:

  • двумя стальными отсекающими задвижками на отводе;
  • камерой отбора проб с пробоотборником;
  • системой канализации с емкостью для слива отбираемых проб;
  • манометрами, приборами контроля сортности нефтепродуктов;
  • системой электроснабжения для питания электроприводов задвижек и освещения;
  • соответствующим ограждением.

2.2.5. Оснащенность контрольно-измерительными приборами (далее — КИП), средствами (приборами) учета, уровень автоматизации отводов определяются действующими нормативными документами по проектированию, автоматизации, телемеханизации разветвленных нефтепродуктопроводов.

2.2.6. Технологические линии от концевых задвижек отвода до приемных резервуаров потребителя должны быть автономными и не иметь тупиковых ответвлений, лишних врезок, перемычек, проходить через узлы задвижек на манифольдах, эстакадах, насосных.

2.2.7. Отпуск нефтепродуктов потребителю по отводу производится только при условии работы МНПП в рабочем режиме.

2.2.8. Во избежание аварийных ситуаций (гидроударов) задвижки на отводе необходимо открывать в такой последовательности:

  • сначала открываются концевые задвижки отвода, после получения информации об открытии концевых задвижек открываются задвижки на нулевом километре отвода.

2.2.9. После каждой закачки продукта потребителю необходимо произвести обход трассы.

2.2.10. Действия персонала в аварийных ситуациях должны соответствовать разработанным и утвержденным в установленном порядке планам локализации аварийных ситуаций и планам по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов.

2.3. Железнодорожные сливоналивные эстакады

2.3.1. Проектирование, монтаж, эксплуатация и ремонт сливоналивных эстакад должны производиться в соответствии с требованиями нормативных документов по промышленной безопасности, отраслевых документов, устанавливающих требования по проектированию железнодорожных сливоналивных эстакад легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и сжиженных углеводородных газов, проектированию автоматизированных установок тактового налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, строительных норм, стандартов и настоящих Правил.

2.3.2. Прием и отгрузка нефти и нефтепродуктов в железнодорожные цистерны должны осуществляться через специально оборудованные сливоналивные устройства, конструкция которых должна обеспечивать безопасное проведение сливоналивных операций.

2.3.3. Налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны должен осуществляться по бесшланговой системе автоматизированных шарнирно-сочлененных или телескопических устройств, оборудованных автоматическими ограничителями налива, а также средствами механизации. При наливе нефтей и светлых нефтепродуктов, отгружаемых группой цистерн с массовой нормой 700 тонн и более, должна быть предусмотрена герметизация налива с отводом паров на регенерационную установку, в газосборную систему. В обоснованных случаях допускается отвод паров на свечу.

2.3.4. Налив любого из заданных светлых нефтепродуктов, производимых через одно и то же наливное устройство, должен осуществляться с обеспечением мер, исключающих смешение продуктов. Для авиационных горюче-смазочных материалов (ГСМ) при их отпуске потребителю предусматриваются отдельные наливные устройства.

Сливоналивные железнодорожные эстакады для нефтепродуктов оборудуются устройствами как верхнего, так и нижнего герметизированного слива. Слив авиационных ГСМ и других светлых нефтепродуктов должен производиться через нижние сливные устройства в отдельные резервуары для последующего отстаивания и удаления из них свободной (подтоварной) воды.

2.3.5. Для приема противоводокристаллизационной жидкости (ПВКЖ), а также противообледенительных жидкостей на эстакаде должны быть предусмотрены отдельные самостоятельные системы слива, включающие сливные устройства, насосные агрегаты, фильтры грубой очистки, трубопроводные коммуникации, резервуары.

Перед началом слива поступившего продукта остаток ПВКЖ из приемного патрубка должен быть слит в отдельную емкость. При невозможности удаления остатка ПВКЖ из приемного трубопровода первую партию поступившего продукта в количестве 1,5 объема трубопровода необходимо слить в специальную емкость.

2.3.6. Система трубопроводов должна быть выполнена таким образом, чтобы обеспечить полное освобождение трубопроводов после запорной арматуры от остатков наливаемого или сливаемого продукта.

Для освобождения коллекторов и трубопроводов от нефтепродуктов должна быть предусмотрена закрытая дренажная система, включающая средства для дренирования наливных устройств и связанных с ними коллекторов и продуктопроводов.

2.3.7. Для выполнения операций по аварийному освобождению неисправных цистерн от нефтепродуктов должны быть предусмотрены специально оборудованные места. В обоснованных случаях при оснащении сливоналивной эстакады специальными средствами допускается производить аварийное освобождение неисправных цистерн непосредственно на эстакаде.

2.3.8. Для сбора и отвода атмосферных осадков и смыва пролитых нефтепродуктов зона налива должна иметь твердое бетонное покрытие, оборудованное устройствами отвода в дренажную систему. Рельсы в этой зоне должны прокладываться на железобетонных шпалах. Твердое покрытие должно быть водонепроницаемым, ограждаться по периметру бортиком высотой не менее 0,2 м и иметь уклоны не менее 2 % для стока жидкости к приемным устройствам (лоткам, колодцам, приямкам).

2.3.9. Загрязненный продукт из дренажной емкости следует направлять в разделочные емкости)резервуары или емкостирезервуары для отработанных нефтепродуктов.

2.3.10. На сливоналивных эстакадах должны быть предусмотрены быстродействующие отключающие системы (преимущественно автоматические устройства). Налив должен автоматически прекращаться при:

  • выдаче заданной нормы;
  • достижении предельного уровня заполнения железнодорожной цистерны.

2.3.11. На трубопроводах, по которым поступают на эстакаду ЛВЖ и ГЖ, должны быть установлены быстродействующие запорные устройства или задвижки с дистанционным управлением для отключения этих трубопроводов при возникновении аварии на эстакаде. Отключающие устройства должны устанавливаться на расстоянии 20-50 м от наливных эстакад, управляться из операторной и непосредственно на железнодорожной эстакаде на нулевой отметке у эвакуационных лестниц.

2.3.12. Максимальная безопасная скорость налива нефти и нефтепродуктов должна приниматься с учетом свойств наливаемого продукта, диаметра трубопровода наливного устройства, свойств материала его стенок и определяться проектом.

2.3.13. Ограничение максимальной скорости налива нефти и нефтепродуктов до безопасных пределов должно обеспечиваться перепуском части продукта во всасывающий трубопровод насоса.

Автоматическое регулирование расхода перепускаемого продукта производится при поддержании постоянного давления в напорном трубопроводе подачи продукта на наливную железнодорожную эстакаду.

2.3.14. Для исключения образования взрывоопасных смесей в системах трубопроводов и коллекторов слива и налива должен быть предусмотрен подвод к ним инертного газа или пара с использованием специально предназначенного оборудования и стационарных линий.

2.3.15. Сливные лотки приемно-сливной эстакады (ПСЭ) для мазутов должны выполняться из несгораемых материалов, перекрываться металлическими решетками, съемными крышками и оборудоваться средствами подогрева слитого топлива.

2.3.16. Приемные емкости ПСЭ мазутных хозяйств оборудуются средствами измерения температуры, уровня, сигнализаторами предельных значений уровня, вентиляционными патрубками, средствами подогрева слитого топлива, перекачивающими насосами, как правило, артезианского типа и ручной кран-балкой.

Приемные устройства должны иметь защиту от перелива.

2.3.17. Разогрев застывших и высоковязких нефтепродуктов в железнодорожных цистернах, сливоналивных устройствах должен производиться паром, нефтепродуктом, нагретым циркуляционным способом, или электроподогревом.

При использовании электроподогрева электроподогреватели должны иметь взрывобезопасное исполнение.

Для разогрева авиамасел следует применять насыщенный водяной пар, подаваемый в циркуляционную систему или переносные пароперегреватели.

2.3.18. При проведении сливоналивных операций с нефтепродуктами с температурой вспышки паров ниже 61 °С применение электроподогрева не допускается.

2.3.19. В отдельных обоснованных случаях подогрев высоковязких нефтепродуктов (топочных мазутов) в железнодорожных цистернах допускается с применением перегретого пара («острого пара»).

Обводненный нефтепродукт должен подвергаться обезвоживанию.

2.3.20. В случае использования переносных подогревателей непосредственный контакт теплоносителя с нефтепродуктом не допускается.

2.3.21. Давление пара при использовании переносных пароподогревателей не должно превышать 0,4 МПа (для авиапортов — не более 0,3 МПа).

2.3.22. Разогрев нефтепродуктов в железнодорожных цистернах электрогрелками должен производиться только в сочетании с циркуляционным нагревом в выносном подогревателе (теплообменнике).

2.3.23. Устройство установки нижнего слива (налива) должно соответствовать стандартизированным техническим условиям для установок нижнего слива (налива) нефти и нефтепродуктов железнодорожных вагонов-цистерн. При применении в указанных установках электроподогрева должно быть предусмотрено устройство, отключающее подачу электроэнергии при достижении температуры 90 °С на поверхности, соприкасающейся с подогреваемым нефтепродуктом.

2.3.24. При использовании переносных электрогрелок последние должны быть оснащены блокировочными устройствами, отключающими их при снижении уровня жидкости над нагревательным устройством ниже 500 мм.

2.3.25. Переносные паровые змеевики и электрогрелки должны включаться в работу только после их погружения в нефтепродукт на глубину не менее 500 мм от уровня верхней кромки подогревателя. Прекращение подачи пара и отключение электроэнергии должно производиться до начала слива.

2.3.26. Налив нефти и нефтепродуктов свободно падающей струей не допускается. Наливное устройство должно быть такой длины, чтобы расстояние от его конца до нижней образующей цистерны не превышало 200 мм.

2.3.27. На сливоналивных железнодорожных эстакадах должны устанавливаться сигнализаторы довзрывных концентраций согласно требованиям нормативных документов. Один датчик сигнализатора довзрывных концентраций должен быть установлен на две цистерны на нулевой отметке вдоль каждого фронта налива и слива. При двухстороннем фронте налива и слива датчики должны располагаться в «шахматном» порядке.

2.3.28. Для контроля давления и температуры наливаемого нефтепродукта на общем коллекторе подачи на эстакаду продукта следует устанавливать приборы измерения этих параметров с выносом показаний в операторную.

2.3.29. Для вновь проектируемых и реконструируемых нефтебаз для налива светлых нефтепродуктов рекомендуется при соответствующем обосновании предусматривать автоматизированную систему налива, проектирование которой должно осуществляться в соответствии с указаниями по проектированию установок тактового налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны.

2.3.30. Сливоналивные эстакады для нефти и нефтепродуктов должны быть защищены от прямых ударов молнии и от электромагнитной индукции.

2.3.31. Для предупреждения возможности накопления зарядов статического электричества и возникновения опасных разрядов при выполнении технологических сливоналивных операций с нефтепродуктами необходимо:

  • заземление цистерн, трубопроводов, наливных устройств;
  • ограничение скорости налива в начальной и конечной стадиях налива.

2.4. Автомобильные сливоналивные станции

2.4.1. Автомобильные сливоналивные станции должны отвечать требованиям промышленной безопасности, нормам проектирования автоматизированных установок тактового налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, строительным нормам и правилам, стандартам и настоящим Правилам.

2.4.2. Наливная станция или пункт налива должны включать в себя: помещения пункта управления, площадки налива автомобильных цистерн, на которых оборудованы посты налива и наливные устройства. Насосы могут располагаться отдельно от наливных устройств.

2.4.3. Площадки налива автомобильных цистерн объединяются по группам нефтепродуктов и размещаются под навесами. Конструкция навеса должна быть изготовлена из несгораемых материалов.

2.4.4. На станциях и пунктах налива автоцистерн должны применяться посты налива (наливные стояки) и установки автоматизированного налива с местным и дистанционным управлениями из операторной.

2.4.5. Приводы сливоналивных устройств, применяемые для налива ЛВЖ и ГЖ, при осуществлении операций вручную, гидравликой или пневматикой должны исключать самопроизвольное движение механизмов устройств.

2.4.6. Для налива ЛВЖ с упругостью паров от 500 мм рт. ст. сливоналивные устройства должны снабжаться устройствами отвода паров.

2.4.7. При наливе ЛВЖ и ГЖ должны использоваться телескопические или шарнирно сочлененные трубы. Расстояние от конца наливной трубы до нижней образующей цистерны не должно превышать 200 мм.

2.4.8. Наконечник наливной трубы должен быть изготовлен из материала, исключающего искрообразование при соударениях с котлом цистерны. Конструкция наконечника должна исключать вертикальное падение и разбрызгивание струи продукта в начале операции налива.

2.4.9. В целях исключения перелива продукта через край горловины котла цистерны необходимо применять автоматические предельные ограничители уровня налива, позволяющие автоматически прекращать налив при достижении заданного значения.

2.4.10. Должны быть предусмотрены меры, обеспечивающие полное освобождение наливной трубы от продукта и исключающие возможность его пролива на цистерну при окончании налива.

2.4.11. Для сбора остатков продукта, стекающих с наливной трубы при извлечении ее из цистерны, необходимо применять каплесборник.

2.4.12. Учитывая конструкцию сливоналивных устройств, элементы которых соединены шарнирами с сальниковыми уплотнениями, изготовленными из неметаллических материалов, необходимо каждую смену проверять заземление, не допуская нарушения единого контура.

2.4.13. Для нижнего налива продуктов в автоцистерны авиапредприятий должны применяться соединительные шарнирно сочлененные трубы из алюминия, исключающие искрообразование при стыковке с фланцем автоцистерны. Допускается применение гибких металлорукавов.

2.4.14. На пункте налива с автоматическим управлением топливозаправщика (ТЗ) должно предусматриваться аварийное (ручное) дистанционное отключение насоса. Кнопка аварийного отключения должна быть легкодоступна.

Система налива авиаГСМ в ТЗ должна обеспечивать их налив снизу, т.е. нижнее наполнение. Налив ТЗ сверху не допускается.

2.4.15. На станциях и пунктах налива нефтепродуктов в автомобильные цистерны должны устанавливаться сигнализаторы довзрывных концентраций.

2.4.16. При превышении концентрации паров нефтепродуктов на станциях и пунктах налива более 20 % нижнего концентрационного предела распространения пламени должны быть обеспечены прекращение операции налива и запрет запуска двигателей автомобилей.

2.4.17. Запрещается запуск двигателей автоцистерн, находящихся на оперативной площадке, в случаях пролива (перелива) нефтепродукта до полной уборки пролитого нефтепродукта.

2.4.18. Автоналивные станции должны быть оборудованы специальными устройствами (светофорами, шлагбаумами и т.п.) для предотвращения выезда заполненных нефтепродуктами автоцистерн с опущенными в их горловины наливными устройствами.

2.4.19. Автоцистерны, стоящие под сливом-наливом на автоналивных станциях, должны быть заземлены с наличием блокировки, исключающей возможность запуска насосов для перекачки нефтепродуктов при отсутствии такого заземления.

2.5. Сливоналивные причалы

2.5.1. Причальные сооружения по своему устройству и режиму должны отвечать нормативным документам по технологическому проектированию портов и пристаней, требованиям по перевозке нефти и нефтепродуктов на танкерах, по безопасности для нефтяных танкеров и терминалов.

2.5.2. Нефтеналивные суда, прибывающие под слив-налив, должны быть подготовленными к погрузке нефтепродуктов в соответствии с установленными требованиями.

2.5.3. Швартовать наливные суда и плавучие цистерны с легковоспламеняющимися нефтепродуктами стальными тросами запрещается.

2.5.4. Основными частями причальных сооружений являются подходные эстакады, центральные платформы, швартовые фалы и отбойное устройство. Причалы (пирсы) и причальные сооружения должны быть оснащены:

  • швартовыми устройствами для упора и надежной швартовки судов;
  • системой трубопроводов, проложенной с берега на причал (пирс);
  • шлангующими устройствами с автоматизированным приводом для соединения трубопроводов причала со сливоналивными устройствами судов или сливоналивными устройствами — стендерами;
  • средствами механизации швартовки;
  • средствами подачи электроэнергии, стационарным и переносным освещением;
  • средствами связи с судами;
  • системой автоматической пожарной защиты и спасательными средствами;
  • устройством для заземления судов;
  • системой сбора дождевых стоков и аварийных проливов.

2.5.5. Работы по присоединению и отсоединению шлангов на причале должны быть механизированы.

2.5.6. На стационарных и плавучих причалах отбойные устройства должны быть выполнены из эластичных материалов, уменьшающих жесткие удары и исключающих образование искр во время швартовки.

2.5.7. Для контроля за перекачкой на трубопроводе у насосной станции и у стендеров должны быть установлены приборы, контролирующие давление. Показания приборов должны быть выведены в операторную.

2.5.8. При несанкционированных отходах судна от причала должно срабатывать автоматическое устройство аварийного отсоединения стендера.

2.5.9. Для предотвращения пролива нефтепродуктов на технологическую площадку причала (пирса) при аварии, а также отсоединения наливных устройств от приемных патрубков судна наливные устройства должны быть оборудованы быстро закрывающимися клапанами.

2.5.10. Наливная система должна быть оборудована устройствами защиты от гидравлического удара.

2.5.11. Для предупреждения опасных проявлений статического электричества скорость движения нефтепродукта в трубопроводе в начальной стадии заполнения танкера устанавливается проектной организацией.

2.5.12. Нефтепричалы должны быть оборудованы устройствами заземления.

2.5.13. Грузовые и вспомогательные операции могут быть начаты только после окончания работ по заземлению корпуса судна и соответствующих трубопроводов.

2.5.14. Во время грозы и сильного ветра запрещается проведение сливоналивных операций ЛВЖ.

2.6. Резервуарные парки

2.6.1. Виды и способы хранения нефти и нефтепродуктов должны соответствовать установленным требованиям к маркировке, упаковке, транспортированию и хранению. Для вновь строящихся и реконструируемых нефтебаз запрещается хранение нефти и нефтепродуктов в заглубленных и подземных резервуарах.

2.6.2. Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от вместимости резервуарных парков и вместимости отдельных резервуаров категорируются в соответствии с требованиями действующих строительных норм и правил.

2.6.3. Конструкция вертикальных стальных резервуаров должна соответствовать установленным требованиям к устройству вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

Для хранения ПВКЖ предусматриваются горизонтальные резервуары и бочки, изготовленные из стали (предпочтительно нержавеющей), без внутреннего оцинкованного или лакокрасочного покрытия.

Не допускается хранение ПВКЖ в емкостях, изготовленных из алюминия и его сплавов.

2.6.4. Допускается в обоснованных случаях применять стальные резервуары с защитной стенкой (типа «стакан в стакане»). При этом должен быть обеспечен контроль наличия утечек продукта в межстенное пространство. Такой контроль может осуществляться по прямому (утечкам) или косвенному параметрам (загазованности). При обнаружении нарушения герметичности основного резервуара необходимо вывести его из эксплуатации.

2.6.5. Для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефти и нефтепродуктов стальные вертикальные резервуары, в зависимости от свойств хранимого продукта, должны быть оснащены техническими устройствами, основными из которых являются:

  • приемораздаточные патрубки с запорной арматурой;

    • дыхательная и предохранительная арматура;

  • устройства для отбора пробы и подтоварной воды;
  • приборы контроля, сигнализации и защиты;
  • устройства подогрева;
  • противопожарное оборудование;
  • вентиляционные патрубки с огнепреградителями.

Полный комплект устанавливаемых на резервуаре устройств и оборудования и схема их расположения определяются в проектной документации.

2.6.6. Расходные резервуары для авиатоплива должны быть оборудованы плавающими устройствами (ПУВ) для верхнего забора топлива.

Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах с плавающей крышей.

2.6.7. Конструкция резервуара и устанавливаемое на нем оборудование, арматура и приборы должны обеспечивать безопасную эксплуатацию резервуаров при:

  • наполнении, хранении и опорожнении;
  • зачистке и ремонте;
  • отстое и удалении подтоварной воды;
  • отборе проб;
  • замере уровня, температуры, давления.

2.6.8. Каждый резервуар изготавливается в соответствии с проектом. На каждый резервуар составляется паспорт. На корпус резервуара наносится номер, обозначенный в его паспорте.

2.6.9. Скорость наполнения (опорожнения) резервуаров не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных устройств.

2.6.10. Максимальная производительность наполнения (опорожнения) для резервуаров с плавающей крышей или понтоном ограничивается допустимой скоростью движения понтона (плавающей крыши), которая не должна превышать для резервуаров емкостью до 700 м — 3,3 м/ч, для резервуаров емкостью свыше 700 м — 6 м/ч. При этом скорость понтона при сдвиге не должна превышать 2,5 м/ч.

2.6.11. Поддержание давления в резервуарах должно осуществляться при помощи дыхательной и предохранительной арматуры. Дыхательная арматура должна выбираться в зависимости от типа резервуара и хранимого продукта.

2.6.12. При установке на резервуарах гидравлических клапанов последние должны быть заполнены трудно испаряющейся, некристаллизующейся, неполимеризующейся и незамерзающей жидкостью.

2.6.13. Дыхательные клапаны должны быть непримерзающими.

2.6.14. На резервуарах, оборудованных дыхательными клапанами, должны устанавливаться предохранительные клапаны равнозначной пропускной способности. Дыхательные и предохранительные клапаны устанавливаются на самостоятельных патрубках.

2.6.15. Материал уплотнителей (затворов) понтонов и плавающих крыш должен выбираться с учетом свойств хранимого продукта и удовлетворять требованиям, регламентированным проектом: долговечности, морозоустойчивости, теплостойкости, проницаемости парами хранимого продукта, воспламеняемости.

2.6.16. Трубопроводная обвязка резервуаров и насосной должна обеспечивать возможность перекачки продуктов из одного резервуара в другой в случае аварийной ситуации. Резервуары ЛВЖ и ГЖ для освобождения их в аварийных случаях от хранимых продуктов оснащаются быстродействующей запорной арматурой с дистанционным управлением из мест, доступных для обслуживания в аварийных условиях. Время срабатывания определяется условиями технологического процесса и требованиями, обеспечивающими безопасность работ.

2.6.17. Для исключения загазованности, сокращения потерь нефтепродуктов, предотвращения загрязнения окружающей среды группы резервуаров со стационарными крышами без понтонов оборудуются газоуравнительными системами или «азотной подушкой». При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой запрещается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными бензинами.

2.6.18. При оснащении резервуаров газоуравнительной системой следует предусматривать средства дистанционного отключения каждого резервуара от этой системы в случае его аварийного состояния (для предотвращения распространения аварийной ситуации по газоуравнительной системе).

2.6.19. При хранении нефтепродуктов под «азотной подушкой» в группах резервуаров последние должны быть оборудованы общей газоуравнительной линией со сбросом через гидрозатвор в атмосферу через «свечу» при «малых» дыханиях и при наполнении резервуаров.

2.6.20. Свеча для сброса паров нефтепродуктов должна располагаться снаружи обвалования или ограждающей стены на расстоянии не менее 5 м от них с подветренной стороны по отношению к зданиям и сооружениям нефтебазы, непосредственно не относящимся к резервуарному парку. Высота свечи должна быть не менее 30 м.

2.6.21. Резервуары с нефтью и нефтепродуктами должны быть оснащены средствами контроля и автоматизации в соответствии с требованиями нормативных документов.

2.6.22. Для удаления подтоварной воды из вертикальных цилиндрических резервуаров, предназначенных для хранения нефтепродуктов, должна быть выполнена система дренирования подтоварной воды.

2.6.23. В целях предотвращения перегрузки системы дренирования при автоматическом сбросе подтоварной воды должна быть выполнена блокировка, исключающая одновременный сброс в нее из нескольких резервуаров.

2.6.24. Резервуары с нефтью и нефтепродуктами должны быть оборудованы пробоотборниками, расположенными внизу. Ручной отбор проб через люк на крыше резервуара не допускается.

2.6.25. Устройство систем измерения уровня и отбора проб должно обеспечивать возможность проверки их работоспособности без демонтажа и освобождения резервуара от продукта.

2.6.26. Контроль уровня нефтепродуктов в резервуарах должен осуществляться контрольно-измерительными приборами.

2.6.27. Резервуарные парки хранения нефти и нефтепродуктов должны оснащаться датчиками сигнализаторов довзрывных концентраций (ДВК), срабатывающими при достижении концентрации паров нефтепродукта 20 % нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПР).

Число и порядок размещения датчиков сигнализаторов ДВК должны определяться видом хранящихся продуктов (ЛВЖ, ГЖ), условиями их хранения, объемом единичных емкостей резервуаров и порядком их размещения в составе склада (парка).

2.6.28. Датчики ДВК должны устанавливаться по периметру обвалования складов (парков) с внутренней стороны на высоте 1,0-1,5 м от планировочной отметки поверхности земли.

2.6.29. Расстояние между датчиками сигнализаторов не должно превышать 20 м при условии радиуса действия датчика не более 10 м.

При смежном расположении групп емкостей и резервуаров или отдельных резервуаров в собственном обваловании (ограждении) установка датчиков сигнализаторов по смежному (общему для двух групп) обвалованию (ограждению) не требуется.

2.6.30. Датчики ДВК должны устанавливаться в районе узла запорно-регулирующей арматуры склада (парка), расположенного за пределами обвалования. Количество датчиков сигнализаторов должно выбираться в зависимости от площади, занимаемой узлом, с учетом допустимого расстояния между датчиками не более 20 м, но не менее двух датчиков. Датчики сигнализаторов НПВ следует располагать противоположно по периметру площадки узла на высоте 0,5-1,0 м от планировочной отметки земли.

2.6.31. Для хранения мазута используются железобетонные и металлические горизонтальные и вертикальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей. Допускается установка электрифицированной арматуры на трубопроводах в пределах обвалования этих резервуаров.

2.6.32. Оборудование, устанавливаемое на типовом резервуаре, должно соответствовать данному типу резервуара. Применение другого оборудования допускается при согласовании с разработчиком проекта.

2.6.33. При хранении высоковязких и застывающих нефтепродуктов следует предусматривать их подогрев. Выбор вида теплоносителя осуществляется проектной организацией в зависимости от вида хранимого или перекачиваемого продукта, его физико-химических свойств и показателей взрывопожароопасности, климатических условий, типа резервуаров для хранения.

2.6.34. Разогрев мазута в резервуарах следует принимать, как правило, циркуляционным. Допускается применение местных паровых разогревающих устройств (регистров, змеевиков), устанавливаемых в районе забора мазута (всаса). При расположении внутри резервуара парового разогревающего устройства снаружи резервуара должны быть предусмотрены штуцеры для дренажа и воздушника с запорными устройствами для дренирования конденсата при необходимости.

2.6.35. Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов в закрытом тигле не менее чем на 15 °С и не превышать 90 °С. Температура подогреваемого в резервуаре нефтепродукта должна постоянно контролироваться с регистрацией показаний в помещении управления (операторной).

2.6.36. При подогреве нефтепродукта с помощью пароподогревателей давление насыщенного пара не должно превышать 0,4 МПа (4 кгс/см).

2.6.37. Подвод трубопроводов пара и конденсатопроводов должен осуществляться в соответствии с требованиями нормативных документов по тепловым сетям и устройству и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

2.6.38. Подогреватели следует выполнять из стальных бесшовных труб.

2.6.39. При хранении в резервуарах нефти, мазута для предотвращения накопления осадков следует предусматривать систему размыва.

2.6.40. Установка электрооборудования и прокладка электрокабельных линий внутри обвалования резервуаров не допускается, за исключением выполненных взрывозащищенными системы электроподогрева, устройств для контроля и автоматики, а также приборов местного освещения. При соответствующем обосновании допускается установка мешалок с электроприводом во взрывозащищенном исполнении.

2.6.41. Запорное устройство, устанавливаемое непосредственно у резервуара, должно быть с ручным приводом и дублироваться электроприводными задвижками, установленными вне обвалования.

2.6.42. Общее освещение резервуарных парков должно осуществляться прожекторами. Прожекторные мачты устанавливаются на расстоянии не менее 10 м от резервуаров, но во всех случаях вне обвалования или ограждающих стен.

2.6.43. Для обеспечения электростатической безопасности нефтепродукты должны заливаться в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности).

При заполнении порожнего резервуара нефть (нефтепродукты) должна подаваться со скоростью не более 1 м/с до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши).

2.6.44. Каждая эксплуатирующая организация должна иметь инструкцию по эксплуатации и техническому надзору, методам ревизии и отбраковки резервуаров.

2.7. Складские помещения (тарные хранилища) и отпуск нефтепродуктов в тару

2.7.1. Размещение тарных хранилищ и общие требования к ним должны соответствовать требованиям по противопожарным нормам складов нефти и нефтепродуктов.

2.7.2. Виды тары для хранения, требования к ее подготовке, заполнению и маркировке, условиям хранения, а также требования безопасности при заполнении (упаковывании), хранении должны соответствовать требованиям по маркировке, упаковке, транспортированию и хранению.

2.7.3. Хранение нефтепродуктов в таре осуществляют в специально оборудованных зданиях или под навесами. Допускается хранение нефтепродуктов в таре (кроме ЛВЖ) на открытых площадках при отрицательной температуре в течение не более одного месяца.

2.7.4. Синтетическую рабочую жидкость типа НГЖ (незамерзающая гидравлическая жидкость), предназначенную для гидросистем и стоек шасси воздушного судна, следует хранить в закрытых складах ГСМ в бидонах из белой жести, герметически закрытых и опломбированных. Хранение НГЖ на открытых площадках складов ГСМ не допускается.

2.7.5. Не допускается совместное хранение ЛВЖ в одном помещении с другими веществами, которые могут образовывать с ними взрывоопасные смеси.

2.7.6. Складские помещения для нефтепродуктов в таре допускается объединять в одном здании с разливочными и расфасовочными, а также с насосными и другими помещениями при условии обеспечения противопожарных норм.

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

Дверные проемы в стенах складских зданий для нефтепродуктов в таре должны иметь размеры, обеспечивающие безопасный проезд средств механизации.

2.7.8. Складские помещения для хранения нефтепродуктов в таре должны быть оснащены:

  • газоанализаторами довзрывных концентраций;
  • системой вентиляции, обеспечивающей необходимую кратность обмена воздуха;
  • погрузочно-разгрузочными устройствами.

2.7.9. Полы в складских зданиях для хранения нефтепродуктов в таре должны быть выполнены из несгораемых и невпитывающих нефтепродукты материалов, а при хранении ЛВЖ — из материалов, исключающих искрообразование. Поверхность пола должна быть гладкой с уклоном для стока жидкости в приямки.

Полы разливочных, выполненные из неэлектропроводных материалов, должны быть закрыты заземляющими металлическими листами, на которые устанавливают тару (металлическую) при заполнении. Допускается осуществлять заземление бочек, бидонов и других передвижных емкостей путем присоединения их к заземляющему устройству медным тросиком с наконечником под болт.

2.7.10. Площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны быть с твердым покрытием и уклоном для стока воды. По периметру площадок должны предусматриваться замкнутое обвалование или ограждающая стенка из негорючих материалов высотой 0,5 м.

2.7.11. В тарных хранилищах запрещается расфасовывать нефтепродукты, хранить упаковочные материалы, пустую тару и другие посторонние предметы. Вокруг тарного хозяйства необходимо иметь отмостки и водоотводные каналы с уклоном для стока воды. Водоотводные потоки, трубы, отмостки должны содержаться исправными и периодически очищаться.

2.7.12. Затаривание и расфасовка нефтепродуктов (масла, смазки) в бочки и мелкую тару должны осуществляться в разливочных и расфасовочных помещениях. Разливочные и расфасовочные помещения должны размещаться в зданиях или на площадках под навесом в зависимости от климатических условий и видов продукции. Помещения разлива должны быть одноэтажными. В зависимости от вида и объема разливаемой продукции помещение рекомендуется делить на изолированные секции.

2.7.13. Электрооборудование, электропроводка в помещениях разливочных и расфасовочных должны соответствовать требованиям взрывобезопасности.

2.7.14. Разливочные и расфасовочные помещения рекомендуется оснащать автоматизированными устройствами для отпуска, затаривания и определения количества нефтепродуктов, средствами механизации погрузочных работ, сборниками утечек, средствами автоматического прекращения налива.

2.7.15. Разлив в мелкую тару жидкой продукции должен, как правило, осуществляться на автоматических установках и автоматических линиях, обеспечивающих герметичный налив и исключающий перелив продукции.

2.7.16. Мерные устройства, а также фасовочные агрегаты (камеры) разлива в тару жидкой продукции необходимо оборудовать местными отсосами.

2.7.17. При наливе ЛВЖ в металлические бочки патрубок наливного шланга должен доставать до дна. Патрубок, шланг и бочка должны быть заземлены.

2.7.18. Запрещается производить налив ЛВЖ и ГЖ в бочки, установленные непосредственно на автомашинах.

2.7.19. Подключение раздаточных, расфасовочных устройств к основным трубопроводам следует производить посредством запорной арматуры с дистанционным и местным управлением.

2.7.20. Перед помещением разливочной следует размещать погрузочно-разгрузочные площадки (пандусы), оборудованные средствами механизации.

2.7.21. Раздаточные резервуары единичной вместимостью до 25 м включительно при общей вместимости до 200 м, в зависимости от вида отпускаемых нефтепродуктов, допускается размещать в помещении разливочной:

  • при условии обеспечения отвода паров из резервуаров за пределы помещений;
  • на расстоянии 2 м от сплошной (без проемов) стены помещения резервуара;
  • при наличии ограждающих устройств (бортиков), ограничивающих площадь разлива нефтепродукта.

Раздаточные резервуары, предназначенные для подогрева и отпуска масел, разрешается размещать так, чтобы торцы их располагались в помещении разливочной.

2.7.22. Для проектируемых и реконструируемых хранилищ размещение резервуаров для масел в подвальных помещениях запрещается.

2.7.23. Все технологические операции по приему, хранению и разливу нефтепродуктов в тару должны проводиться в соответствии с требованиями утвержденных технологических регламентов (инструкций) и настоящих Правил.

2.8. Технологические трубопроводы

2.8.1. К технологическим трубопроводам относятся трубопроводы в пределах нефтебаз и складов нефтепродуктов, по которым транспортируются нефть и нефтепродукты, масла, реагенты, пар, вода, топливо, обеспечивающие ведение технологического процесса и эксплуатацию оборудования, а также нефтепродуктопроводы, по которым производится отпуск нефтепродуктов близлежащим организациям, находящиеся на балансе нефтебаз (между нефтебазой и НПЗ, наливными причалами, отдельно стоящими железнодорожными и автоэстакадами и др.).

2.8.2. Устройство и эксплуатация технологических трубопроводов в составе нефтебаз и складов нефтепродуктов осуществляются в соответствии с требованиями по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов, устройству и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

2.8.3. Организации, осуществляющие эксплуатацию технологических трубопроводов (нефтебазы, склады нефтепродуктов), несут ответственность за правильную и безопасную эксплуатацию трубопроводов, контроль за их работой, своевременное и качественное проведение ревизии и ремонта.

2.8.4. Проектной организацией должны быть определены расчетный срок службы, категории и группы трубопроводов.

2.8.5. Для транспортирования нефти и нефтепродуктов должны применяться только стальные технологические трубопроводы. Применение труб из стекла и других хрупких материалов, а также из сгораемых и трудносгораемых материалов (фторопласт, полиэтилен, винипласт и др.) не допускается.

2.8.6. Трубопроводы для складов ГСМ авиапредприятий должны изготавливаться из низкоуглеродистой стали и иметь внутреннее антикоррозионное покрытие, нанесенное в заводских условиях. Эти трубопроводы также должны иметь наружное антикоррозионное покрытие, а при подземной прокладке — катодную защиту от блуждающих токов.

2.8.7. Трубопроводы для ПВКЖ должны выполняться только из нержавеющей стали.

2.8.8. Не допускается применение в конструкциях трубопроводов авиатопливообеспечения материалов из медных и кадмиевых сплавов и оцинкованной стали.

2.8.9. В зависимости от коррозионной активности перекачиваемого нефтепродукта и расчетного срока эксплуатации толщину стенки трубопровода следует определять с поправкой на коррозионный износ.

2.8.10. Технологические трубопроводы с нефтью и нефтепродуктами, прокладываемые на территории нефтебаз, должны быть надземными на несгораемых конструкциях, эстакадах, стойках и опорах.

2.8.11. Надземные технологические трубопроводы, прокладываемые на отдельных опорах, эстакадах, следует размещать на расстоянии не менее 3 м от стен зданий с проемами и не менее 0,5 м от стен зданий без проемов.

2.8.12. Технологические трубопроводы должны выполняться из электросварных и бесшовных труб, в том числе с антикоррозионным покрытием. Выбор материалов труб и способа изготовления должен приниматься в зависимости от свойств перекачиваемой среды и рабочих параметров.

2.8.13. Соединения трубопроводов между собой должны выполняться сварными. При перекачке по трубопроводам застывающих нефтепродуктов, а также в местах установки арматуры и технологического оборудования допускается применять фланцевые соединения с прокладками из несгораемых материалов.

2.8.14. На технологических трубопроводах большого диаметра и большой протяженности при возможности повышения давления при нагреве от различных источников энергии (солнечная радиация и др.) должны устанавливаться предохранительные клапаны, сбросы от которых должны направляться в закрытые системы (дренажные или аварийные емкости).

2.8.15. Необходимость в установке предохранительных клапанов, их диаметр и пропускная способность определяются проектной организацией.

2.8.16. На технологических трубопроводах не должно быть тупиковых участков, застойных зон. В самых низких точках трубопроводов должны быть выполнены дренажные устройства с запорной арматурой.

2.8.17. Прокладка трубопроводов для нефти и нефтепродуктов должна производиться с уклоном для возможности их опорожнения при остановках, при этом уклоны для трубопроводов следует принимать не менее:

  • для светлых нефтепродуктов — 0,2 %;
  • для высоковязких и застывающих нефтепродуктов — в зависимости от конкретных свойств и особенностей, протяженности и условий прокладки — 2 %.

2.8.18. Подвод инертного газа или пара для продувки трубопроводов должен производиться в начальных и конечных точках трубопровода. Для этого должны быть предусмотрены штуцеры с арматурой и заглушкой.

2.8.19. Трубопроводы для перекачки вязких продуктов должны иметь наружный обогрев. В качестве теплоносителей могут быть использованы пар, промтеплофикационная вода и электрообогрев. В случае применения электрообогрева с помощью ленточных нагревателей последние должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении.

2.8.20. На вводах технологических трубопроводов нефти и нефтепродуктов к объектам (резервуарным паркам, насосным, ж.-д. и автоэстакадам, причальным сооружениям) должна устанавливаться запорная арматура. Управление приводами запорной арматуры следует принимать дистанционным из операторной и ручным по месту установки.

2.8.21. Узлы задвижек следует располагать вне обвалования (ограждающей стенки) групп или отдельно стоящих резервуаров, кроме задвижек, установленных в соответствии с п.2.6.41.

2.8.22. На обвязочных трубопроводах установка и расположение запорной арматуры должны обеспечивать возможность перекачки нефтепродукта из резервуара в резервуар в случае аварийной ситуации.

2.8.23. В технологических схемах мазутных хозяйств должны применяться стальные бесшовные и электросварные прямошовные трубы, изготовленные из спокойных углеродистых и низколегированных сталей.

2.8.24. Допускается применение импортных труб, поставляемых в комплекте с теплоэнергетическими агрегатами и технологическими линиями, имеющих сертификат соответствия и разрешение на их применение, оформленное в установленном порядке.

2.8.25. Для компенсации температурных деформаций трубопроводов в мазутных хозяйствах следует использовать самокомпенсацию за счет поворотов и изгибов трассы или предусматривать установку специальных компенсирующих устройств (П-образных компенсаторов).

2.8.26. Применение сальниковых, линзовых и волнистых компенсаторов в системах мазутного хозяйства не допускается.

2.8.27. На всех мазутопроводах, паропроводах и конденсатопроводах мазутных хозяйств тепловых электростанций должна применятся только стальная арматура. Не допускается применение арматуры из ковкого и серого чугуна и цветных металлов.

2.8.28. Запорная арматура, устанавливаемая на продуктовых трубопроводах, должна быть выполнена в соответствии с установленными требованиями к классу герметичности затворов трубопроводной запорной арматуры.

2.8.29. Запорная арматура, установленная на трубопроводах с условным диаметром более 400 мм, должна иметь механический привод (электро-, пневмо- и гидроспособами действия).

2.8.30. Арматуру массой более 500 кг следует располагать на горизонтальных участках, при этом предусматривать вертикальные опоры.

2.8.31. Конструкция уплотнений, сальниковые набивки, материалы прокладок и монтаж фланцевых соединений должны обеспечивать необходимую степень герметичности в течение межремонтного периода эксплуатации технологической системы.

2.8.32. Капитальный ремонт электроприводов арматуры во взрывозащищенном исполнении должен производиться в специализированных организациях.

2.8.33. Прокладка сборных коллекторов в пределах обвалования группы резервуаров с единичной емкостью более 1000 м не разрешается. Указанное ограничение не распространяется на случаи, когда обеспечивается возможность тушения каждого резервуара пеноподъемниками, установленными на передвижной пожарной технике для резервуаров единичной емкостью 3000 м и менее.

2.9. Насосные установки и станции

2.9.1. Под понятием насосной установки следует понимать один насос или группу насосов с числом менее или равным трем, которые удалены друг от друга на расстояние не более 3 м. Насосные установки (станции) нефти и нефтепродуктов могут быть закрытыми (в зданиях) и открытыми (под навесами).

2.9.2. В открытых насосных станциях, расположенных под навесами, площадь устраиваемых в них боковых ограждений должна составлять не более 50 % общей площади закрываемой стороны (считая по высоте от пола до выступающей части перекрытия или покрытия насосной).

Защитные боковые ограждения открытых насосных должны быть несгораемыми и по условиям естественной вентиляции не доходить до пола и покрытия (перекрытия) насосной не менее чем на 0,3 м.

2.9.3. Система защиты насосов и материальное исполнение насоса и его деталей должны обеспечивать безопасную эксплуатацию на весь срок службы.

Для перекачивания (нагнетания) легковоспламеняющихся жидкостей применяются центробежные бессальниковые насосы с двойным торцевым, а в обоснованных случаях — с одинарным торцевым и дополнительным уплотнением.

В качестве затворной жидкости должны использоваться негорючие или нейтральные к перекачиваемой среде жидкости. Не допускается применение поршневых насосов в системах централизованной заправки самолетов (ЦЗС) в аэропортах.

При контейнерной поставке для складов ГСМ авиапредприятий зарубежных аналогов противообледенительной жидкости должны быть применены насосные агрегаты, тип которых выбирается в зависимости от технических характеристик поставляемой жидкости и необходимости сохранения ее физико-химических свойств при перекачке.

2.9.4. На нагнетательном трубопроводе должна быть предусмотрена установка обратного клапана для предотвращения перемещения транспортируемых веществ обратным ходом.

2.9.5. Ограничение максимальной скорости налива ЛВЖ и ГЖ до безопасных пределов должно обеспечиваться перепуском части нефтепродукта во всасывающий трубопровод насоса.

2.9.6. Насосы оснащаются системами сигнализации и блокировок, обеспечивающими их безопасную эксплуатацию в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей по техническому обслуживанию и эксплуатации, нормативно-технической документацией.

2.9.7. Насосы, перекачивающие нефть и нефтепродукты, независимо от места их установки должны иметь местное и дистанционное управления.

2.9.8. На линиях всасывания и нагнетания насосов должны предусматриваться запорные или отсекающие устройства, как правило, с дистанционным управлением. Обустройство дистанционного отключения участков трубопроводов принимается проектной организацией в каждом конкретном случае в зависимости от диаметра и протяженности трубопровода, характеристики транспортируемой среды.

2.9.9. Для вновь проектируемых и реконструируемых нефтебаз должен быть обеспечен мониторинг за работой насосного оборудования, в том числе за уровнем вибрации.

2.9.10. Пускать в работу и эксплуатировать центробежные насосы при отсутствии ограждения на подвижных частях запрещается.

2.9.11. Запрещается эксплуатация насоса с неисправными манометрами.

2.9.12. В насосных станциях полы должны быть выполнены из негорючих и стойких к воздействию нефтепродуктов материалов. В полах должны располагаться дренажные лотки. Лотки должны быть надлежащим образом закрыты, их дно и стенки должны быть непроницаемыми для воды и нефтепродуктов. Лотки должны быть соединены с канализацией через гидрозатворы и иметь постоянный уклон в ее сторону. Насосные станции должны быть оборудованы системой горячего водоснабжения с температурой воды не более 60 °С.

2.9.13. В открытых насосных станциях должен быть предусмотрен обогрев полов. Устройства, обогревающие пол, должны обеспечивать на поверхности пола насосной температуру не ниже 5 °С при расчетной средней температуре наиболее холодной пятидневки.

2.9.14. Размещение насосных следует выполнять в соответствии с требованиями строительных норм и правил и соблюдением противопожарных норм для складов нефти и нефтепродуктов. Насосы и трубопроводы в насосных должны быть расположены так, чтобы было удобно производить их обслуживание, ремонт и осмотр.

2.9.15. Для проектируемых и реконструируемых нефтебаз запрещается строительство заглубленных насосных станций.

2.9.16. Установка насосов, перекачивающих высоковязкие, обводненные или застывающие при температуре наружного воздуха продукты на открытых площадках, должна быть выполнена с соблюдением условий, обеспечивающих непрерывность работы, теплоизоляцию или обогрев насосов и трубопроводов, наличия систем продувки или промывки насосов и трубопроводов.

2.9.17. Подача мазута в котельные отделения должна производиться центробежными насосами. В системе мазутного хозяйства теплоэлектростанций допускается применение винтовых, ротационных и поршневых насосов.

2.9.18. Двухступенчатая схема подачи мазута на сжигание должна предусматривать возможность работы любого насоса 1 ступени, подогревателя, фильтра тонкой очистки с любым насосом 2 ступени.

2.9.19. На трубопроводах дренажей и воздушников от мазутопроводов системы мазутного хозяйства теплоэлектростанций с рабочим давлением 2,5 МПа и более следует предусматривать установку двух запорных устройств, расположенных последовательно.

2.9.20. Подогреватели мазута должны размещаться вне помещений — на открытых бетонированных площадках, имеющих уклон в стороны колодцев (трапов) для сбора ливневых вод, и оборудоваться стационарной кран-балкой.

2.9.21. Корпуса насосов, перекачивающих ЛВЖ и ГЖ, должны быть заземлены независимо от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосами.

2.9.22. В насосных станциях для контроля загазованности по предельно допустимой концентрации и нижнему концентрационному пределу взрываемости должны устанавливаться средства автоматического газового анализа с сигнализацией, срабатывающей при достижении предельно допустимых величин. Все случаи загазованности должны фиксироваться приборами.

Места установки и количество датчиков или пробоотборных устройств определяются в проекте.

2.9.23. В помещении насосной должна быть обеспечена исправная и постоянно действующая работа вентиляционных устройств. При неисправности и выключенной вентиляции работа насосов не допускается.

2.9.24. Помещения насосной должны быть оборудованы грузоподъемными устройствами для ремонта оборудования, электрооборудование которых по исполнению должно соответствовать категории и группе взрывоопасной смеси и классу взрывоопасной зоны в соответствии с требованиями устройства электроустановок.

2.9.25. Каждый насосный агрегат должен иметь паспорт, в который заносятся все сведения по ремонту и замене комплектующих частей. В документации агрегата должен быть указан расчетный срок эксплуатации.

2.9.26. Монтаж, наладку и испытания насосов следует производить согласно проекту и инструкции завода)изготовителя.

2.10. Системы улавливания паров

2.10.1. Для проектируемых и реконструируемых объектов по приему, хранению и отгрузке светлых нефтепродуктов с упругостью паров выше 500 мм рт. ст. в составе резервуарных парков, сливоналивных железнодорожных и автомобильных эстакад рекомендуется предусматривать стационарные установки организованного сбора и утилизации парогазовой фазы.

2.10.2. Компоновка основного оборудования улавливания паров должна предусматривать блочно-модульный метод монтажа. Оборудование может размещаться в непосредственной близости от объектов (резервуарных парков, ж.-д. и автоэстакад) в зданиях или на открытых площадках под навесом, вне обвалования резервуарных парков и ж.-д. эстакад и площадок автоэстакад.

Электрооборудование и приборы управления, непосредственно не связанные с основным оборудованием, должны размещаться вне взрывоопасной зоны.

2.10.3. Для защиты аппаратов системы улавливания паров от превышения давления при необходимости должны быть предусмотрены предохранительные устройства. Выбор и расчет устройств производится в соответствии с установленными требованиями к устройству сосудов, работающих под давлением.

2.10.4. При использовании в составе установки абсорбера по поглощению паров должен быть предусмотрен дублирующий аппарат, включающийся в работу при снижении эффективности по улавливанию, определяемой по повышению температуры в системе или понижению давления.

2.10.5. Устройство резервуара для сбора выделяющихся паров должно обеспечивать возможность изменения объема паров при их закачке и откачке.

2.10.6. Резервуар для сбора паров должен быть оборудован предохранительным клапаном, огнепреградителем, приборами контроля и противоаварийной защиты.

2.10.7. При использовании в системе сбора вакуумного жидкостно-кольцевого насоса последний должен соответствовать требованиям стандарта к безопасному устройству и эксплуатации компрессоров и вакуумных жидкостно-кольцевых насосов. Жидкость с линии нагнетания и из уплотнений должна направляться обратно в систему сбора.

2.10.8. Оборудование и трубопроводы, применяемые в установке по улавливанию паров с системой захолаживания, должны соответствовать требованиям к устройству и безопасной эксплуатации холодильных систем.

2.10.9. Исполнение по взрывозащите электрооборудования, входящего в состав системы улавливания и размещаемого во взрывоопасной зоне, должно соответствовать категории и группе взрывоопасной смеси и классу взрывоопасной зоны.

2.10.10. При применении сепаратора на установке улавливания должна быть выполнена система автоматической откачки конденсата с направлением последнего в специальную сборную емкость.

2.11. Регенерация отработанных нефтепродуктов

2.11.1. Для рационального использования отработанных нефтепродуктов и снижения отрицательного воздействия их на окружающую среду могут быть предусмотрены установки регенерации.

2.11.2. Кратность воздухообмена при вентилировании установок регенерации должна составлять 12 воздухообменов в час.

2.11.3. Содержание паров масел в воздухе помещений установок регенерации должно составлять не более 5,0 мг/м.

2.11.5. Разогрев отработанных нефтепродуктов, поступающих в бочках, допускается производить паром с давлением не выше 0,05-0,1МПа.

2.11.6. Перекачка отработанных и регенерированных масел должна осуществляться отдельными насосами.

2.11.7. Отходы, образующиеся на регенерационных установках (фильтровальные материалы, реагенты и пр.), должны удаляться в соответствии с санитарными правилами о порядке накопления, транспортировки, обезвреживания и захоронения токсичных промышленных отходов.

2.11.8. При подготовке к ремонту установок по регенерации отработанных нефтепродуктов оборудование должно быть очищено от продукта, обезврежено от кислоты, щелочи и прочих вредных веществ и при необходимости промыто, продуто паром или инертным газом.

2.11.9. Безопасность при эксплуатации установок регенерации отработанных нефтепродуктов должна соблюдаться в соответствии с технической документацией на установку, оборудование и настоящими Правилами.

В этом же разделе:

  • I. Общие положения
  • III. Требования промышленной безопасности к техническим системам обеспечения
  • IV. Обслуживание и ремонт технологического оборудования, резервуаров и трубопроводов, технических систем обеспечения
  • V. Требования безопасности при обслуживании опасных производственных объектов
  • VI. Требования к содержанию территории, зданий и сооружений
Источник

IV. Специфические требования безопасности к отдельным типовым технологическим процессам. Пункты: с 42 по 158

IV. Специфические требования безопасности к отдельным
типовым технологическим процессам

Перемещение горючих парогазовых сред, жидкостей
и мелкодисперсных твердых продуктов

42. Предельные значения скоростей, давлений, температур перемещаемых горючих продуктов, основные характеристики технических устройств, технологических трубопроводов и используемых для их изготовления конструкционных материалов устанавливаются в проектной документации (документации на техническое перевооружение) с учетом взрывопожароопасных характеристик, физико-химических свойств обращающихся веществ на основании задания на проектирование.

К технологическим трубопроводам относятся трубопроводы, предназначенные для перемещения в пределах промышленного предприятия или группы этих предприятий сырья, полуфабрикатов, готового продукта, вспомогательных материалов, включающих в том числе пар, воду, воздух, газы, хладагенты, смазки, эмульсии, и обеспечивающие ведение технологического процесса и эксплуатацию оборудования и представляют собой конструкцию (сооружение), состоящую из труб, деталей и элементов трубопровода, включая трубопроводную арматуру, отводы, переходы, тройники, фланцы и элементы крепления, защиты и компенсации трубопровода (опоры, подвески, компенсаторы, болты, шайбы, прокладки), плотно и прочно соединенные между собой.

43. Для насосов и компрессоров (группы насосов и компрессоров), перемещающих горючие продукты, должны предусматриваться их дистанционное отключение и отключение по месту, установка на линиях всасывания и нагнетания запорных или отсекающих устройств.

Тип арматуры и место ее установки на линиях всасывания и нагнетания, способ ее отключения, в том числе дистанционный, обосновываются в проектной документации (документации на техническое перевооружение) в каждом конкретном случае с учетом диаметра и протяженности трубопровода и характеристики транспортируемой среды.

44. При перемещении горючих газов и паров по трубопроводам предусматриваются меры, исключающие конденсацию перемещаемых сред или обеспечивающие удаление жидкости из транспортной системы, а также исключающие кристаллизацию горючих продуктов в трубопроводах и аппаратах.

45. Для разогрева (плавления) закристаллизовавшегося (затвердевшего) продукта запрещается применение открытого огня. Перед разогревом обязательно предварительное отключение обогреваемого участка от источника (источников) давления и смежных, связанных с ним технологически участков систем транспорта (трубопроводов, аппаратов), а также принятие других мер, исключающих возможность динамического (гидравлического) воздействия разогреваемой среды на смежные объекты (трубопроводы, аппаратуру) и их разрушение.

46. Компримирование горючих газов должны производиться центробежными, поршневыми или винтовыми компрессорами в соответствии с проектной документацией (документацией на техническое перевооружение) и требованиями технической документации производителя.

47. Выбор конструкции и конструкционных материалов, уплотнительных устройств для насосов и компрессоров осуществляется в зависимости от свойств перемещаемой среды.

Уплотнительные устройства для насосов и компрессоров должны быть изготовлены так, чтобы исключить возможность образования взрывоопасной среды за счет пропуска горючих веществ через уплотнительные устройства до уровня, обеспечивающего безопасную эксплуатацию оборудования.

48. Для насосов и компрессоров определяются способы и средства контроля герметичности уплотняющих устройств и давления в них затворной жидкости.

Контроль герметичности торцевых уплотнений насосов и компрессов, фланцевых соединений и запорно-регулирующей арматуры, установленной на их обвязочных трубопроводах, обеспечивается путем постоянного мониторинга загазованности среды в рабочей зоне. При обнаружении опасной загазованности в помещениях (компрессорных, насосных) должны быть предусмотрены системы блокировок по останову компрессоров и насосов и автоматическому включению аварийной вентиляции.

49. В целях обеспечения безопасной эксплуатации компрессора на всасывающей линии компрессора устанавливается сепаратор для отделения жидкой фазы из перемещаемой газовой среды.

Сепаратор оснащается приборами контроля уровня, сигнализацией по максимальному уровню и средствами автоматизации, обеспечивающими удаление жидкости из него при достижении регламентированного уровня, блокировками отключения компрессора при превышении предельно допустимого значения уровня.

50. Всасывающие линии компрессоров должны находиться под избыточным давлением. В обоснованных случаях при работе этих линий под разрежением необходимо осуществлять контроль за содержанием кислорода в горючем газе; места размещения пробоотборников и способы контроля определяются проектной организацией; предусматриваются блокировки, обеспечивающие отключение привода компрессора или подачу инертного газа в эти линии в случае повышения содержания кислорода в горючем газе выше предельно допустимого значения.

51. Для систем транспортирования горючих веществ, где возможны отложения на внутренних поверхностях трубопроводов и аппаратов продуктов осмоления, полимеризации, поликонденсации, предусматриваются методы и средства очистки от этих отложений, а также устанавливается периодичность проведения этой операции.

52. В трубопроводах систем перемещения мелкодисперсных твердых горючих веществ пневмотранспортом (перемещение мелкодисперсных твердых веществ в потоке газа) или самотеком (под действием гравитации), а также в линиях перемещения эмульсий и суспензий, содержащих горючие вещества, предусматриваются способы контроля за движением перемещаемого вещества и разрабатываются меры, исключающие забивку трубопроводов.

53. Насосы, применяемые для нагнетания сжиженных горючих газов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, должны оснащаться:

  • блокировками, исключающими пуск или прекращающими работу насоса при отсутствии перемещаемой жидкости в его корпусе или отклонениях ее уровней в приемной и расходной емкостях от предельно допустимых значений;
  • средствами предупредительной сигнализации при достижении опасных значений параметров в приемных и расходных емкостях.

54. Для погружных насосов предусматриваются дополнительные средства блокирования, исключающие их работу при токовой перегрузке электродвигателя, а также их пуск и работу при прекращении подачи инертного газа в аппараты, в которых эти насосы установлены, если по условиям эксплуатации насосов подача инертного газа необходима.

55. Система транспорта сжиженных горючих газов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей (далее — СГГ, ЛВЖ и ГЖ) посредством насосов должна проектироваться, изготавливаться и эксплуатироваться с учетом анализа эксплуатационных отказов для того, чтобы предотвратить возможность возникновения аварийных режимов.

Для исключения опасных отклонений технологического процесса, вызываемых  остановкой насоса (насосов), разрабатываются меры по повышению надежности систем транспорта, в том числе путем установки резервных насосов или устройства систем подачи другими способами, например, методом передавливания.

56. В системах транспорта жидких продуктов, в которых возможно образование локальных объемов парогазовых смесей, в целях предотвращения возможности возникновения аварийных режимов предусматриваются устройства для удаления скопившихся газов и паров в закрытые системы.

57. Перемещение СГГ, ЛВЖ и ГЖ методом передавливания осуществляется с помощью инертных газов; при соответствующем обосновании в проектной документации (документации на техническое перевооружение) передавливание сжиженных газов осуществляется собственной газовой фазой.

58. Перемещение твердых горючих материалов должно осуществляться способами, исключающими образование взрывоопасных смесей внутри оборудования и коммуникаций.

При осуществлении перемещения мелкодисперсных твердых горючих продуктов пневмотранспортом (с применением воздуха) предусматриваются методы и средства контроля концентрации горючей пыли в потоке воздуха (методом периодического отбора проб пыли, расчетным методом через соотношение измеряемых расходов мелкодисперсного твердого продукта и воздуха), а также меры, прекращающие работу пневмотранспорта при возникновении предельно допустимой концентрации горючей пыли в воздухе.

При использовании инертного газа для перемещения твердых горючих материалов предусматриваются способы и средства контроля за содержанием кислорода в системе, а также меры, прекращающие перемещение при достижении предельно допустимой концентрации кислорода.

59. При перемещении мелкодисперсных горючих материалов с возможным образованием взрывоопасных смесей разрабатываются и реализуются меры, предотвращающие возникновение источника воспламенения, и меры, предотвращающие распространение пламени в системе.

60. Системы перемещения мелкодисперсных твердых горючих материалов оснащаются блокировками, прекращающими подачу в них продуктов при достижении верхнего предельного уровня этих материалов в приемных аппаратах или при прекращении процесса выгрузки из них.

61. Удаление горючей пыли с поверхности не должно производиться с помощью сжатого воздуха или другого сжатого газа, а также иными способами, приводящими к образованию взрывоопасных пылевоздушных смесей выше нижнего концентрационного предела распространения пламени и (или) возникновению концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны выше предельно допустимой концентрации.

Процессы разделения материальных сред

62. Технологические процессы разделения химических продуктов (горючих или их смесей с негорючими) должны проводиться вне области взрываемости (вне интервала концентраций между нижним и верхним концентрационными пределами распространения пламени). При этом предусматриваются меры, предотвращающие образование взрывоопасных смесей на всех стадиях процесса. Степень разделения сред и меры взрывобезопасности определяются при разработке технологического процесса и устанавливаются в технологическом регламенте на производство продукции.

63. При проектировании процесса разделения горючих паров (газов) и жидкостей предусматриваются, а на стадии эксплуатации применяются средства контроля и регулирования уровня разделения фаз. Необходимость применения средств автоматического контроля уровня разделения фаз определяется на стадиях разработки процесса и проектирования производства.

64. Емкостная аппаратура разделения горючих, токсичных или высокотоксичных жидких продуктов и негорючих жидких продуктов должна быть оснащена закрытыми системами дренирования, исключающими поступление в окружающую среду горючих, токсичных и высокотоксичных паров.

65. При наличии в негорючей жидкости, подлежащей сбросу в канализацию, растворенных горючих газов разрабатываются и реализуются меры по их выделению и безопасному удалению. Остаточное содержание растворенных горючих газов в негорючей жидкости должно контролироваться, а периодичность контроля и допустимое содержание газов — регламентироваться.

66. Системы разделения газожидкостных смесей должны обеспечивать эффективное разделение фаз, предотвращать попадание газовой фазы в жидкость и унос жидкости с парогазовой фазой.

В целях обеспечения высокой эффективности разделения газожидкостных смесей системы оснащаются фазоразделителями.

67. Оборудование для разделения суспензий должно быть оснащено блокировками, исключающими его пуск, обеспечивающими отключение и прекращение подачи суспензий при недопустимых отклонениях параметров инертной среды.

68. Разработка и ведение процесса разделения суспензий в центрифугах должны исключать образование взрывоопасных смесей как в самой центрифуге, так и в воздухе рабочей зоны помещения.

69. Для технологических процессов разделения горючих аэрозолей (газ — твердая фаза) в фильтрах (электрофильтрах) и циклонах предусматриваются меры, обеспечивающие взрывобезопасность при их проведении, в том числе автоматический контроль за разрежением в этих аппаратах, а при необходимости — автоматический контроль за содержанием кислорода в исходном аэрозоле или в отходящей газовой фазе, а также меры по исключению возникновения опасных значений напряженности электростатического поля.

70. Для аппаратов разделения аэрозолей должны предусматриваться меры по предотвращению образования отложений твердой фазы на внутренних поверхностях этих аппаратов или их удалению (антиадгезионные покрытия, механические встряхиватели, вибраторы, введение добавок).

Периодичность и способы проведения операций по удалению отложений (обеспыливанию) регламентируются технологическим регламентом.

Массообменные процессы

71. При разработке и проведении массообменных процессов, в которых при отклонениях технологических параметров от регламентированных значений возможно образование неустойчивых взрывоопасных соединений, для объектов с технологическими блоками I и II категории взрывоопасности должны предусматриваться средства автоматического регулирования этих параметров.

Для объектов с технологическими блоками III категории взрывоопасности предусматривается выполнение операций регулирования в ручном режиме (производственным персоналом) при обеспечении автоматического контроля указанных параметров процесса и сигнализации о превышении их допустимых значений.

72. В аппаратах, в том числе в ректификационных колоннах, работающих под разрежением, в которых обращаются вещества, способные образовывать с кислородом воздуха взрывоопасные смеси, предусматривается контроль за содержанием кислорода в парогазовой фазе или контроль за регламентированными значениями разрежения.

Средства и методы контроля за содержанием кислорода в парогазовой фазе определяются разработчиком проекта.

При падении разрежения в системе ниже регламентированных значений следует предусматривать автоматическую подачу азота в систему и впоследствии аварийную остановку технологического процесса по заданной программе, предусмотренной в системе ПАЗ и отраженной в технологическом регламенте на производство продукции.

73. Колонны ректификации горючих жидкостей должны быть оснащены средствами контроля и автоматического регулирования уровня и температуры жидкости в кубовой части, температуры поступающих на разделение продукта и флегмы, а также средствами сигнализации об опасных отклонениях значений параметров, в том числе перепада давления между нижней и верхней частями колонны, определяющих взрывобезопасность процесса.

74. В тех случаях, когда прекращение поступления флегмы в колонну ректификации может привести к опасным отклонениям параметров процесса, предусматриваются меры, обеспечивающие непрерывность подачи флегмы.

75. При проведении процессов адсорбции и десорбции предусматриваются меры по исключению самовозгорания поглотителя, а также по оснащению адсорберов средствами автоматического контроля за очагами самовозгорания и устройствами для их тушения.

Процессы смешивания

76. Методы и режимы смешивания горючих продуктов, конструкция оборудования и перемешивающих устройств должны обеспечивать эффективное перемешивание этих продуктов и исключать возможность образования застойных зон.

77. Для непрерывных процессов смешивания веществ, взаимодействие которых может привести к развитию неуправляемых экзотермических реакций, определяются безопасные объемные скорости дозирования этих веществ, разрабатываются методы отвода тепла, предусматриваются средства автоматического контроля, регулирования процессов, противоаварийной защиты и сигнализации.

В периодических процессах смешивания при возможности развития самоускоряющихся экзотермических реакций для исключения их неуправляемого течения регламентируются последовательность и допустимые количества загружаемых в аппаратуру веществ, скорость загрузки (поступления) реагентов.

78. В технологических процессах смешивания горючих продуктов, а также горючих продуктов с окислителями предусматривается автоматическое регулирование соотношения компонентов перед смесителями, а для парогазовых сред — дополнительно регулирование давления.

79. Технологические аппараты для осуществления процессов смешивания горючих парогазовых сред с окислителем должны быть оснащены средствами контроля содержания окислителя в материальных потоках на выходе из смесителя или других параметров технологического процесса, определяющих соотношение компонентов в системе, а также средствами противоаварийной защиты, прекращающими поступление компонентов на смешивание при отклонении концентраций окислителя от регламентированных значений.

80. В технологических блоках I категории взрывоопасности контроль состава смеси и регулирование соотношения горючих веществ с окислителем, а также содержания окислителя в материальных потоках после смешивания должны осуществляться автоматически.

81. Подводящие к смесителям коммуникации должны проектироваться с целью обеспечения максимально возможного уровня эксплуатационной безопасности в отношении риска взрыва и должны быть оснащены обратными клапанами или другими устройствами, исключающими (при отклонениях от регламентированных параметров процесса) поступление обратным ходом в эти коммуникации подаваемых на смешивание горючих веществ, окислителей или смесей.

82. Измельчение, смешивание измельченных твердых горючих продуктов для исключения образования в системе взрывоопасных смесей должно осуществляться в среде инертного газа.

При проектировании оборудования для измельчения и смешивания измельченных твердых горючих веществ должен быть обеспечен максимально возможный уровень эксплуатационной безопасности в отношении риска взрыва, предусмотрены средства подачи инертного газа, средства контроля за давлением подаваемого инертного газа, сигнализация об отклонении его давления от регламентированных значений и автоматические блокировки, не допускающие пуск в работу оборудования без предварительной подачи инертного газа или обеспечивающие остановку этого оборудования при прекращении поступления в него инертного газа.

Теплообменные процессы

83. Организация теплообмена, выбор теплоносителя (хладагента) и его параметров осуществляются с учетом физико-химических свойств нагреваемого (охлаждаемого) продукта в целях обеспечения необходимой теплопередачи, исключения возможности его перегрева и разложения.

84. Теплообменные процессы и теплообменное оборудование должны проектироваться и выбираться с учетом анализа возможных рисков образования взрывоопасных веществ вследствие взаимного проникновения и взаимодействия теплоносителя с технологической средой для того, чтобы предотвратить возможность возникновения аварийных ситуаций.

85. В теплообменном процессе не допускается применение теплоносителей, образующих при химическом взаимодействии с технологической средой взрывоопасные вещества.

В случае осуществления такого теплообменного процесса выбирается процесс с передачей тепла через стенку и предусматриваются методы и средства контроля и сигнализации о взаимном проникновении теплоносителя и технологического продукта, а также средства противоаварийной защиты, необходимые для безопасного проведения процесса.

86. В том случае, когда снижение уровня нагреваемой горючей жидкости в аппаратуре и оголение поверхности теплообмена могут привести к перегреву, высушиванию и разложению горючего продукта, развитию неуправляемых процессов, предусматриваются средства контроля и регулирования процесса, а также блокировки, прекращающие подачу греющего агента при понижении уровня горючего нагреваемого продукта ниже допустимого значения.

87. В поверхностных теплообменниках давление негорючих теплоносителей (хладагентов) должно превышать давление нагреваемых (охлаждаемых) горючих веществ. В случаях, когда давление негорючих теплоносителей равно или меньше давления нагреваемых (охлаждаемых) горючих веществ, следует предусматривать контроль за наличием горючих веществ в негорючем теплоносителе (на коллекторе).

88. В теплообменных процессах, в том числе и реакционных, в которых при отклонениях технологических параметров от регламентированных возможно развитие неуправляемых, самоускоряющихся экзотермических реакций, предусматриваются средства, предотвращающие их развитие.

89. В теплообменных процессах, при ведении которых возможны кристаллизация продукта или образование кристаллогидратов, предусматривается ввод реагентов, предотвращающих образование этих продуктов, и применяются меры, обеспечивающие непрерывность, надежность проведения технологических процессов и их взрывобезопасность.

90. При организации теплообменных процессов с огневым обогревом предусматриваются меры и средства, исключающие возможность образования взрывоопасных смесей в нагреваемых элементах (змеевиках), топочном пространстве и рабочей зоне печи.

91. Нагревательные трубчатые печи должны быть оборудованы:

  • основными и дежурными (пилотными) горелками, оснащенными запальными устройствами, индивидуальной системой топливоснабжения. Дежурные горелки могут быть установлены в одном корпусе с основными горелками, если это предусмотрено конструкцией горелки (комбинированные блочные горелки);
  • сигнализаторами погасания пламени, надежно регистрирующими наличие пламени в форсунке, или комбинированными блочными горелками с запальными устройствами, обеспечивающими постоянное горение форсунки в автоматическом режиме. Количество дежурных горелок и сигнализаторов погасания пламени, их место установки обосновываются в проектной документации (документации на техническое перевооружение);
  • предохранительными запорными клапанами (далее — ПЗК) или другими автоматическими запорными устройствами, установленными на трубопроводах газообразного топлива к основным и дежурным горелкам дополнительно к общему отсекающему устройству на печь, срабатывающими при снижении давления газа ниже допустимого или при аварийной остановке печи.

Включение в работу указанных предохранительных устройств осуществляется только по месту их установки после выполнения всех подготовительных регламентированных операций по подготовке к пуску в работу (розжигу) печи (продувка топочного пространства печи паром или инертным газом, линий подачи газообразного топлива — инертным газом со сбросом на свечу).

Порядок пуска в работу (розжиг) печей, в том числе и после аварийной остановки, устанавливается в технологическом регламенте на производство продукции и инструкциях по пуску.

92. ПАЗ топочного пространства нагревательных печей обеспечивается:

  • системами регулирования заданного соотношения топлива, воздуха и водяного пара;
  • блокировками, прекращающими поступление газообразного топлива и воздуха при снижении их давления ниже установленных параметров (автономно), а также при прекращении электро- (пневмо-) снабжения контрольно-измерительных приборов и автоматики (далее — КИПиА);
  • средствами сигнализации о прекращении поступления топлива, а также воздуха при его принудительной подаче в топочное пространство;
  • средствами контроля за уровнем тяги и автоматического прекращения подачи топливного газа в зону горения при остановке дымососа или недопустимом снижении разрежения в печи, а при компоновке печных агрегатов с котлами-утилизаторами — системами по переводу на работу агрегатов без дымососов;
  • средствами автоматической подачи водяного пара или инертного газа в топочное пространство и в змеевики при прогаре труб, характеризующемся: падением давления нагреваемого продукта на выходе из печи ниже регламентированного значения;
  • повышением температуры над перевальной стенкой;
  • изменением содержания кислорода в дымовых газах на выходе из печи относительно регламентированного.

Параметры срабатывания блокировки по аварийному включению подачи пара или инертного газа в змеевик определяются в проектной документации (документации на техническое перевооружение). Система противоаварийной автоматической защиты должна быть снабжена противоаварийной сигнализацией параметров и сигнализацией срабатывания исполнительных органов.

При осуществлении каталитических процессов, применяемых в нефтеперерабатывающих и нефтехимических производствах, подача пара в змеевики печей не допускается.

Технические решения по противоаварийной автоматической защите топочного пространства и змеевиков при прогаре труб нагревательных печей обосновываются в проектной документации (документации на техническое перевооружение).

93. Противоаварийная автоматическая защита нагреваемых элементов (змеевиков) нагревательных печей обеспечивается:

  • аварийным освобождением змеевиков печей от нагреваемого жидкого продукта при повреждении труб или прекращении его циркуляции;
  • блокировками по отключению подачи топлива к дежурным и основным горелкам при прекращении подачи сырья, превышении предельно допустимой температуры сырья на выходе из печи, срабатыванием прибора погасания пламени;
  • средствами автоматического отключения подачи сырья и топлива в случаях аварий в системах змеевиков;
  • средствами сигнализации о падении давления в системах подачи сырья.

94. Для изоляции печей с открытым огневым процессом от взрывоопасной среды, образующейся при авариях на наружных установках или в зданиях, печи должны быть оборудованы паровой завесой или завесой в виде струйной подачи инертных газов, включающейся автоматически или дистанционно и обеспечивающей предотвращение контакта взрывоопасной среды с огневым пространством печи.

При включении завесы должна срабатывать сигнализация по месту и на щите оператора.

95. Топливный газ для нагревательных печей должен соответствовать регламентированным требованиям по содержанию в нем жидкой фазы, влаги и механических примесей. Жидкое топливо для обеспечения необходимой вязкости и отделения от механических примесей перед подачей в форсунку должно предварительно пройти подогреватель и фильтры.

96. При организации теплообменных процессов с применением

высокотемпературных органических теплоносителей (далее — ВОТ) предусматриваются системы удаления летучих продуктов, образующихся в результате частичного их разложения.

При ведении процесса вблизи верхнего допустимого предела применения ВОТ должен устанавливаться контроль за изменением состава теплоносителя; допустимые значения показателей состава ВОТ устанавливаются в технологическом регламенте на производство продукции.

97. Сушильный агент и режимы сушки выбираются с учетом взрывопожароопасных свойств высушиваемого материала, теплоносителя и возможности снижения взрывоопасности блока.

98. При проведении процесса сушки в атмосфере инертного газа необходимо предусматривать автоматический контроль содержания кислорода в инертном газе на входе и (или) выходе из сушилки (в зависимости от особенностей процесса).

На случай возможного превышения допустимой концентрации кислорода предусматривается автоматическая блокировка по остановке процесса сушки и разрабатываются меры, исключающие возможность образования взрывоопасных смесей в аппаратуре.

99. Сушка горючих материалов, способных образовывать взрывоопасные смеси с воздухом, должна осуществляться в атмосфере инертного газа.

При обоснованном техническом решении проведения процесса сушки в газовоздушной среде в сушильных агрегатах предусматриваются меры, исключающие поступление взрывоопасной смеси из сушилки в нагревательное устройство обратным ходом, и меры взрывопредупреждения процесса и взрывозащиты оборудования:

  • оснащение устройствами, исключающими искрообразование фрикционного (удар, трение) и электрического происхождения;
  • поддержание режима сушки, исключающего местные перегревы, образование застойных зон, увеличение времени нахождения высушиваемого материала в области высокой температуры и отложение продукта на стенках сушильных камер;
  • оснащение распылительных сушилок средствами автоматического отключения подачи высушиваемого материала и сушильного агента при прекращении поступления одного из них;
  • оснащение сушильных агрегатов средствами автоматического регулирования температуры высушиваемого материала и сушильного агента, а также блокировками, исключающими возможность повышения температуры выше допустимых значений (отключение подачи сушильного агента, включение подачи хладагента), в целях предупреждения термодеструкции и (или) загорания горючих продуктов;
  • осуществление подачи хладагента (холодного газа, воды) автоматически при достижении температуры высушиваемого материала выше допустимых значений.

100. При проведении процессов сушки горючих веществ под вакуумом предусматривается подача в рабочее пространство инертного газа (продувка инертным газом) перед пуском сушилки в работу, а также при ее остановке. Продолжительность подачи инертного газа определяется с учетом конкретных условий проведения технологического процесса и устанавливается в технологическом регламенте на производство продукции. Сушильные агрегаты оснащаются системами автоматизации, исключающими возможность включения их обогрева при отсутствии или снижении вакуума в рабочем пространстве ниже допустимого.

101. Сушильные установки, имеющие непосредственный контакт высушиваемого продукта с сушильным агентом, должны оснащаться устройствами очистки отработанного сушильного агента от пыли высушиваемого продукта и средствами контроля очистки. Способы очистки и периодичность контроля устанавливаются в инструкции по эксплуатации сушильных установок.

Химические реакционные процессы

102. Технологические системы, совмещающие несколько процессов (гидродинамические, тепломассообменные, реакционные), оснащаются приборами контроля регламентированных параметров. Средства управления, регулирования и противоаварийной защиты должны обеспечивать стабильность и взрывобезопасность процесса.

103. Технологическая аппаратура реакционных процессов для блоков любых категорий взрывоопасности оснащается средствами автоматического контроля, регулирования и защитными блокировками одного или группы параметров, определяющих взрывоопасность процесса (количество и соотношение поступающих исходных веществ, содержание компонентов материальных потоков, концентрация которых в реакционной аппаратуре может достигать критических значений, давление и температура среды, количество, расход и параметры теплоносителя). При этом технологическое оборудование, входящее в состав установки с технологическими блоками I категории взрывоопасности, оснащается не менее чем двумя датчиками на каждый опасный параметр (на зависимые параметры по одному датчику на каждый), средствами регулирования и противоаварийной автоматической защиты, а для обеспечения максимально возможного уровня эксплуатационной безопасности в отношении риска взрыва — указанными средствами, дублирующими системами управления и защиты.

104. Срабатывание автоматических систем противоаварийной защиты должно осуществляться по заданным программам (алгоритмам). При проектировании программного обеспечения должны быть учтены риски срабатывания автоматических систем противоаварийной защиты и исключены риски, связанные с ошибками в программе (в алгоритме срабатывания).

105. В системах управления реакционными процессами в технологических блоках, имеющих Qb — Ю, разрешается использование средств ручного регулирования при условии автоматического контроля опасных параметров и сигнализации, срабатывающей при выходе их за допустимые значения.

106. При организации и осуществлении реакционных процессов, в которых возможно образование промежуточных перекисных соединений, побочных взрывоопасных продуктов осмоления и уплотнения (полимеризации, поликонденсации) и других нестабильных веществ с вероятным их отложением в аппаратуре и трубопроводах, предусматриваются и осуществляются:

  • контроль за содержанием в поступающем сырье примесей, способствующих образованию взрывоопасных веществ, а также за наличием в промежуточных продуктах нестабильных соединений и обеспечением заданного режима;
  • ввод ингибиторов, исключающих образование в аппаратуре опасных концентраций нестабильных веществ;
  • выполнение особых требований, предъявляемых к качеству применяемых конструкционных материалов и чистоте обработки поверхностей аппаратов, трубопроводов, арматуры, датчиков приборов, контактирующих с обращающимися в процессе продуктами;
  • непрерывная циркуляция продуктов, сырья в емкостной аппаратуре для предотвращения или снижения возможности отложения твердых взрывоопасных нестабильных продуктов;
  • вывод обогащенной опасными компонентами реакционной массы из аппаратуры;
  • обеспечение установленных режимов и времени хранения продуктов, способных полимеризоваться или осмоляться, включая сроки их транспортирования.

Выбор необходимых и достаточных условий организации процесса определяется разработчиком процесса.

Способы и периодичность контроля за содержанием примесей в сырье, нестабильных соединений в реакционной массе промежуточных и конечных продуктов, порядок вывода реакционной массы, содержащей опасные побочные вещества, режимы и время хранения продуктов устанавливаются разработчиком процесса, отражаются в проектной документации (документации на техническое перевооружение) и технологическом регламенте на производство продукции.

107. При проведении реакционных процессов, в которых возможны отложения твердых продуктов на внутренних поверхностях оборудования и трубопроводов, их забивки, в том числе и устройств аварийного слива из технологических систем, предусматриваются и осуществляются контроль за наличием этих отложений и меры по их безопасному удалению, а при невозможности обеспечения безопасной эксплуатации указанными средствами предусматривается резервное оборудование.

108. При применении катализаторов, в том числе металлоорганических, которые при взаимодействии с кислородом воздуха и (или) водой обладают свойствами к самовозгоранию и (или) к взрывному разложению, необходимо предусматривать меры, исключающие возможность подачи в систему сырья, материалов и инертного газа, содержащих кислород и (или) влагу в количествах, превышающих предельно допустимые значения. Допустимые концентрации кислорода и влаги, способы и периодичность контроля за их содержанием в исходных продуктах определяются с учетом физико-химических свойств применяемых катализаторов, категории взрывоопасности технологического блока и устанавливаются в задании на проектирование и технологическом регламенте на производство продукции.

109. Дозировка компонентов в реакционных процессах должна контролироваться автоматически и осуществляться в последовательности, исключающей возможность образования внутри аппаратуры взрывоопасных смесей или неуправляемого хода реакций, что определяется разработчиком процесса и устанавливается в технологическом регламенте на производство продукции.

110. Для исключения возможности перегрева участвующих в процессе веществ, их самовоспламенения или термического разложения с образованием взрывопожароопасных продуктов, в том числе в результате контакта с нагретыми элементами аппаратуры, определяются и регламентируются температурные режимы, оптимальные скорости перемещения продуктов, предельно допустимое время пребывания их в зоне высокой температуры.

111. В целях исключения опасности возникновения и развития аварий, в том числе вследствие возникновения неуправляемого развития процесса, должны быть предусмотрены меры по стабилизации реакционных процессов, аварийному освобождению аппаратов и способы устранения возможных аварийных ситуаций. Меры и способы устранения возможных аварийных ситуаций, указанные в технологическом регламенте на производство продукции, должны соответствовать и сочетаться с действиями по локализации и ликвидации аварий, предусмотренными ПМЛА.

112. Использование остаточного давления среды в реакторе периодического действия для передавливания реакционной массы в другой аппарат осуществляется только при обосновании данного решения в проектной документации (документации на техническое перевооружение), с учетом анализа эксплуатационных отказов для того, чтобы предотвратить возможность возникновения аварийных ситуаций.

113. Аппаратура для ведения жидкофазных процессов должна быть оснащена системами контроля и регулирования в ней уровня жидкости и (или) средствами автоматического отключения подачи этой жидкости в аппаратуру при превышении заданного уровня или средствами, исключающими возможность перелива.

114. Реакционные аппараты взрывоопасных технологических процессов с перемешивающими устройствами оснащаются средствами автоматического контроля за надежной работой и герметичностью уплотнений валов мешалок, а также блокировками, предотвращающими возможность загрузки в аппаратуру продуктов при неработающих перемешивающих устройствах в тех случаях, когда такая загрузка не предусмотрена проектом и технической документацией на техническое устройство производителя.

115. Реакционная аппаратура, в которой отвод избыточного тепла реакции при теплопередаче через стенку осуществляется за счет испарения охлаждающей жидкости (хладагента), должна быть оснащена средствами автоматического контроля, регулирования и сигнализации уровня хладагента в теплообменных элементах.

116. В системах охлаждения реакционной аппаратуры сжиженными газами, где температура хладагента (температура кипения сжиженного газа) обеспечивается поддержанием равновесного давления, значение давления сжиженного газа должно поддерживаться (регулироваться) автоматически, должна исключаться возможность повышения давления выше допустимого при внезапном отключении холодильных агрегатов в системе охлаждения (при внезапном отключении системы охлаждения), а также должны быть предусмотрены меры, автоматически обеспечивающие освобождение (слив) хладагента из теплообменных элементов реакционной аппаратуры.

117. Разработка и проведение реакционных процессов при получении или применении продуктов, характеризующихся высокой взрывоопасностью (ацетилена, этилена при высоких параметрах, пероксидных, металлоорганических соединений), склонных к термическому разложению или самопроизвольной спонтанной полимеризации, саморазогреву, а также способных самовоспламеняться или взрываться при взаимодействии с водой, кислородом воздуха или друг с другом, должны осуществляться с учетом этих свойств и предусматривать меры безопасности.

Дополнительные специальные меры безопасности приводятся в задании на проектирование, в проектной документации (документации на техническое перевооружение) и технологическом регламенте на производство продукции (устанавливаются разработчиком процесса и проекта).

Процессы хранения и слива-налива сжиженных горючих газов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей

118. Устройство и размещение складов, а также сливоналивных эстакад, резервуаров (сосудов) для хранения и перекачки СГГ, ЛВЖ и ГЖ должно соответствовать требованиям законодательства Российской Федерации о градостроительной деятельности, проектной документации (документации на техническое перевооружение) и настоящих Правил.

119. Порядок выполнения технологических операций по хранению и перемещению горючих жидких веществ (СГГ, ЛВЖ и ГЖ), заполнению и опорожнению передвижных и стационарных резервуаров-хранилищ, выбор параметров процесса, определяющих взрывобезопасность этих операций (давление, скорости перемещения, предельно допустимые максимальные и минимальные уровни, способы снятия вакуума), должны осуществляться с учетом физико-химических свойств горючих веществ и регламентироваться.

120. Резервуары (сосуды) для хранения и сливоналивные эстакады СГГ, ЛВЖ и ГЖ должны быть оборудованы средствами контроля и управления опасными параметрами процесса, указанными в пункте 119 настоящих Правил.

121. При хранении СГГ, ЛВЖ и ГЖ и проведении сливоналивных операций стационарные и передвижные резервуары (сосуды) и сливоналивные устройства следует использовать только для тех продуктов, для которых они предназначены. При этом, в целях предотвращения недопустимого изменения физико-химических характеристик веществ, в том числе отражающих их пожаро-, взрывоопасные и токсические свойства, разрабатываются и осуществляются меры, исключающие возможность случайного смешивания продуктов на всех стадиях выполнения операций слива-налива.

При обосновании в технической документации (технологических регламентах и инструкциях) разрешается заполнение порожних специально подготовленных емкостей другими продуктами, сходными по физико­химическим характеристикам и показателям хранения с теми жидкими горючими продуктами, для которых они предназначены. В этих случаях должна исключаться возможность превышения допустимых для емкости давлений. Порядок подготовки емкостей к заполнению (освобождение от остатков, ранее находившихся в них продуктов, промывка, очистка, обезвреживание емкостей) и проведение работ по переключению (подсоединению) трубопроводов, арматуры указываются в технической документации.

122. При хранении и проведении сливоналивных операций с веществами, способными в условиях хранения к образованию побочных химических нестабильных соединений (веществ), накоплению примесей, повышающих взрывоопасность основного продукта, в проектной документации (документации на техническое перевооружение), технологических регламентах на производство продукции и инструкциях должны предусматриваться меры, исключающие возможность или уменьшающие скорость образования и накопления примесей и побочных химических соединений, а также контроль за их содержанием в трубопроводах, стационарных, передвижных резервуарах и другом оборудовании и способы своевременного их удаления.

123. При подготовке к заполнению СГГ и ЛВЖ стационарных и (или) передвижных резервуаров после монтажа, ремонта, очистки и выполнения аналогичных работ должны предусматриваться меры, исключающие возможность взрыва в этом оборудовании. Порядок подготовки к наливу, контроль за концентрацией кислорода в оборудовании, а также за другими параметрами, определяющими взрывоопасность, указываются в технической документации.

124. Вместимость резервуаров (сосудов) СГГ, хранящихся под давлением, устанавливается с учетом энергетических показателей взрывоопасности и конкретных условий, в том числе с учетом опасности возникновения поражающих факторов при возможной аварии с разрушением резервуара и образованием «огненного шара».

125. Конструкция резервуаров с плавающими крышами (понтонами), порядок проведения операций по их наполнению, освобождению и система отбора продукта должны исключать местные перегревы, искрообразование за счет трения перемещаемых деталей и их возможных соударений, а при неисправностях крыш (понтонов) предотвращать их разрушение и возможные взрывы в резервуарах.

126. Цистерны, предназначенные для перевозки по железным дорогам

СГГ, ЛВЖ и ГЖ, должны оснащаться арматурой, средствами контроля, сливоналивными, защитными и другими устройствами, с учетом физико­химических свойств перевозимых продуктов и требований безопасности при перевозке опасных грузов железнодорожным транспортом.

127. Порядок установки (подачи) железнодорожных цистерн под слив- налив горючих продуктов должен обеспечивать безопасность проведения этих операций. При сливе-наливе железнодорожных цистерн должны предусматриваться и осуществляться меры, предотвращающие возможность самопроизвольного перемещения находящихся под сливом-наливом цистерн, разгерметизации сливоналивных устройств и выброса в атмосферу горючих продуктов, а также исключающие наличие постоянных или случайных источников зажигания (механического, электрического и другого происхождения) в зоне возможной загазованности.

128. Не допускается использовать железнодорожные цистерны с СГГ, ЛВЖ и ГЖ, находящиеся на железнодорожных путях, в качестве стационарных, складских (расходных) емкостей.

129. Слив из цистерн и налив в них СГГ, ЛВЖ и ГЖ должны осуществляться на сливоналивных эстакадах.

Для каждого вида наливаемого продукта, когда недопустимо его смешивание с другими продуктами, предусматриваются самостоятельные сливоналивные эстакады или отдельные сливные и/или наливные устройства на этих эстакадах.

Не допускается использовать наливные устройства для попеременного налива несовместимых между собой продуктов.

130. На сливоналивных эстакадах должны предусматриваться специально оборудованные места для выполнения операций по аварийному освобождению неисправных цистерн. Меры безопасности при выполнении этих операций должны устанавливаться в проектной документации (документации на техническое перевооружение) и инструкциях.

131. Цистерны, резервуары, трубопроводы и технические устройства систем слива-налива СГГ, ЛВЖ и ГЖ должны обеспечивать безопасность обслуживания и эксплуатации. Устройство систем слива-налива СГГ, ЛВЖ и ГЖ должно исключать возможность проливов и не предусмотренного (проектной и технической документацией на данное устройство производителя) поступления горючих паров и газов в атмосферу при проведении сливоналивных операций.

132. В системах, предназначенных для слива — налива различных жидких веществ, не допускается применение устройств, изготовленных из нестойких к перекачиваемым средам материалов.

133. Сливоналивные эстакады СГГ, ЛВЖ и ГЖ должны быть оборудованы надежными автоматическими устройствами, исключающими перелив цистерн.

134. Сливоналивные эстакады, которые предназначены для проведения операций налива СГГ, ЛВЖ и ГЖ насосами, должны быть оборудованы средствами их дистанционного отключения.

Отключающие устройства должны быть расположены в легкодоступных и удобных для эксплуатации и обслуживания местах, которые выбираются с учетом требований по обеспечению безопасности.

135. На трубопроводах, по которым поступают на эстакаду СГГ, ЛВЖ и ГЖ, должны быть установлены быстродействующие запорные устройства или задвижки с дистанционным управлением для отключения этих трубопроводов на случай возникновения аварии на эстакаде.

Управление этими устройствами должно быть и по месту, и дистанционным (из безопасного места).

136. Для безопасного проведения операций налива (слива) сжиженных газов и низкокипящих горючих жидкостей (с температурой кипения ниже температуры окружающей среды) в цистерны (из цистерн) должны предусматриваться меры, исключающие возможность парообразования в трубопроводах, кавитации, гидравлических ударов и других явлений, способных привести к механическому разрушению элементов системы слива- налива.

137. При проектировании сливоналивных эстакад СГГ, ЛВЖ и ГЖ должны предусматриваться, а при проведении сливоналивных операций должны осуществляться меры защиты от атмосферного и статического электричества.

138. На сливоналивных эстакадах следует обеспечивать возможность подключения системы слива-налива к установкам организованного сбора и утилизации парогазовой фазы при необходимости освобождения системы от этих продуктов.

Для исключения образования взрывоопасных смесей в системах трубопроводов и коллекторов слива и налива должны предусматриваться подвод к ним инертного газа и пара, а также возможность полного и надежного удаления из этих систем горючих веществ.

Процессы обезвреживания сбросов горючих паров и газов методом сжигания (факельные системы)

139. Сбросы горючих газов и паров, разделяющиеся на постоянные, периодические и аварийные, для сжигания или сбора и последующего использования следует направлять в факельные системы:

  • общую (при условии совместимости сбросов);
  • отдельную;
  • специальную.

140. Тип и конструкция факельной системы, конструкция и вид факельного оголовка, а также расходы топливного газа и решения по сигнализации выбираются проектной организацией в зависимости от условий эксплуатации факельной системы, организации сбросов, свойств и состава сбрасываемых газов и обосновываются в проектной документации (документации на техническое перевооружение).

141. При сбросах в общую факельную систему газов, паров и их смесей, не вызывающих коррозии более 0,1 миллиметра в год, допускается обеспечивать факельные установки одним коллектором при техническом обосновании в проектной документации (документации на техническое перевооружение).

142. Контроль работы факельных систем и дистанционное управление ими должны осуществляться:

  • для общей факельной системы — из центральной операторной, собственной операторной или из операторной одной из близкорасположенных технологических установок, сбрасывающих газ в факельную систему;
  • для отдельной и специальной факельных систем — из операторной одной из технологических установок, сбрасывающих газ в факельную систему.

143. Факельные системы должны быть оборудованы техническими средствами, обеспечивающими постоянную регистрацию (с выводом показаний в помещение управления) следующих данных:

  • расхода продувочного газа в факельный коллектор или газовый затвор;
  • уровня жидкости в сепараторах, сборниках конденсата;
  • уровня жидкости в факельном гидрозатворе;
  • температуры газов и паров, поступающих в газгольдер (при обосновании в проектной документации (документации на техническое перевооружение)).

144. Факельные системы должны быть оснащены средствами сигнализации (с выводом сигналов в помещение управления), срабатывающими при достижении следующих параметров:

  • минимально допустимого расхода продувочного газа в коллекторе или газовом затворе;
  • минимально допустимого давления или расхода топливного газа на дежурные горелки;
  • погасания пламени дежурных горелок;
  • максимально допустимого уровня жидкости в сепараторах, сборниках конденсата;
  • минимально допустимого уровня жидкости в факельных гидрозатворах;
  • максимально допустимой температуры газов, поступающих в газгольдер;
  • наличия горючих газов и паров в количестве 20 процентов от нижнего концентрационного предела распространения пламени (далее — НКПР) в помещениях компрессорной, гидрозатвора с дублированием звукового и светового сигналов и расположением указанных средств сигнализации над входной дверью, а также на наружных установках в местах размещения газгольдеров, сепараторов, насосов.

Средства сигнализации разрежения не требуются, если произведение разности плотностей воздуха (килограмм на кубический метр) и продувочного газа на высоту факельного ствола (метр) не превышает 100.

145. В конструкции факельной установки должно быть предусмотрено автоматическое регулирование давления топливного газа, подаваемого на дежурные горелки, и расход продувочного газа, подаваемого в начало факельного коллектора.

146. Факельные системы необходимо оснащать блокировками обеспечивающими:

открытие запорной арматуры с дистанционным управлением на линии сброса газов в факельную установку при заполнении газгольдера на 85 процентов от общего его объема с одновременным закрытием запорной арматуры с дистанционным управлением на линии поступления газа в газгольдер;

открытие запорной арматуры с дистанционным управлением на линии поступления газа в газгольдер при его заполнении на 70 процентов от общего объема с последующим закрытием запорной арматуры с дистанционным управлением на линии сброса газов и паров в факельный ствол.

147. Перед каждым пуском факельная система должна быть продута паром, азотом (инертным газом) в атмосферу для вытеснения воздуха до содержания кислорода, определяемого в проектной документации ОПО (документации на техническое перевооружение ОПО) и указанного в технологическом регламенте на производство продукции, при условии, что факельная система (отдельная или специальная) входит в состав технологической установки, или в общей производственной инструкции по эксплуатации факельной системы.

148. Факельная установка должна быть укомплектована устройствами дистанционного розжига и непрерывного дистанционного контроля наличия пламени.

149. В процессе эксплуатации факельных трубопроводов следует исключить возможность поступления в них воздуха и образования взрывоопасных смесей, а также возможность их закупорки ледяными пробками, обеспечить непрерывную подачу продувочного газа в факельную систему (если технологическим процессом не предусмотрено постоянных сбросов в достаточном объеме), а также своевременное опорожнение технических устройств для улавливания и сбора конденсата в соответствии с проектными решениями.

150. При сбросе газов и паров, в том числе сложного состава, должна исключаться возможность образования взрывоопасной смеси любого компонента с кислородом.

151. Для предупреждения образования в факельной системе взрывоопасной смеси должна предусматриваться автоматическая непрерывная подача в начало факельного коллектора продувочного газа (топливного, природного газов или азота (инертного газа), в том числе получаемых на технологических установках и используемых в качестве инертных газов).

152. При подаче на сжигание в факельную систему горючих газов и паров с содержанием в них инертных газов (при подготовке оборудования к ремонту), которое может привести к погасанию факела, следует предусмотреть дополнительные меры безопасности, такие как визуальный контроль за горением факела, увеличение подачи природного газа в начало факельного коллектора, ограничение скорости сброса смеси горючих и инертных газов.

153. Направлять в факельную систему вещества, взаимодействие которых может привести к взрыву (окислитель и восстановитель), не допускается.

Сбросы, содержащие токсичные и высокотоксичные вещества (кроме бензола) более 1 процента, сероводорода более 8 процентов, должны направляться в отдельную или специальную факельную систему. Устройство и условия эксплуатации специальных факельных систем обосновываются в проектной документации (документации на техническое перевооружение).

154. Надежность электроснабжения системы управления, контроля и автоматизации факельных систем обосновывается в проектной документации (документации на техническое перевооружение).

155. Перед проведением ремонтных работ факельную систему следует отключить стандартными заглушками от технологических систем и продуть азотом (инертным газом) в соответствии с требованиями инструкции о порядке безопасного проведения ремонтных работ, утвержденной эксплуатирующей организацией.

156. На территории производственной площадки факельную установку следует размещать с учетом розы ветров. Длина факельных коллекторов (трубопроводов) должна быть минимальной.

Высота факельного ствола факельной установки определяется расчетом плотности теплового потока в проектной документации (документации на техническое перевооружение).

157. Территория вокруг факельного ствола, за исключением случаев расположения его на территории технологической установки, ограждается и обозначается предупреждающими знаками. В ограждении должны предусматриваться проход для персонала и ворота для проезда транспортных средств.

158. При остановке факельной системы следует предусматривать световое ограждение верхних точек факельного ствола в соответствии с требованиями к маркировке и светоограждению высотных препятствий.

Источник

Версия для печати

8. Требования к проведению сливо-наливных операций

8.1 Общие положения

8.1.1 При выполнении сливо-наливных операций следует выполнять требования раздела 5.

8.1.2 Поступление СУГ на объекты должно осуществляться железнодорожными цистернами и/или автоцистернами, и/или по трубопроводам с газоперерабатывающих и нефтеперерабатывающих предприятий. На АГЗС допускается подача СУГ из резервуаров ГНС, если это предусмотрено проектом.

8.1.3 При подаче СУГ по газопроводам на ГНС, ГНП с нефтеперерабатывающего предприятия граница обслуживания газопроводов персоналом ГНС, ГНП устанавливается актом разграничения зон эксплуатационной ответственности.

8.1.4 СУГ, поставляемые на объекты, должны соответствовать ГОСТ Р 52087, ГОСТ 27578, ГОСТ 20448, в т.ч. по показателям давления СУГ и степени одоризации.

8.1.5 Перед въездом на территорию объекта должен быть установлен знак, ограничения скорости движения железнодорожного и автомобильного транспорта.

8.1.6 При сливе СУГ из железнодорожных цистерн запрещается заход другого подвижного состава на путь, где выполняется данная операция. При нахождении транспортной автоцистерны на территории АГЗС нахождение посторонних лиц на территории АГЗС не допускается.

8.1.7 Для безопасного проведения слива СУГ должны предусматриваться меры, исключающие возможность парообразования, кавитации, гидравлических ударов и других явлений в трубопроводах, способных привести к механическому разрушению элементов технологической системы.

8.1.8 Слив СУГ должен проводиться через линии слива.

8.1.9 Применение линий слива с соединительными рукавами в качестве стационарных трубопроводов запрещается.

8.1.10 При сливе СУГ из железнодорожных или автомобильных цистерн должны соблюдаться следующие основные требования, обеспечивающие безопасность объекта и его персонала:
— проведение проверки внешних отличительных признаков и обозначений железнодорожных и автомобильных цистерн;
— в период слива должен быть обеспечен непрерывный контроль за давлением и уровнем СУГ в цистернах и резервуарах. Степень наполнения не должна быть более 85 % вместимости резервуара;
— не допускается создание перепада давления при сливе между цистерной и резервуаром посредством сброса в атмосферу паровой фазы СУГ из наполняемого резервуара;
— не допускается во время сливо-наливных операций оставлять без надзора наполнительные, сливные и заправочные колонки, железнодорожные и автомобильные цистерны, резервуары СУГ;
— не допускается повышение давления паровой фазы СУГ, создаваемое в цистерне при сливе, выше рабочего давления, указанного на цистерне;
— при сливе СУГ перепад давления между цистерной и резервуаром базы хранения должен быть в пределах от 0,1 до 0,2 МПа, при сливе СУГ самотеком перепад давления должен обеспечиваться высотой столба жидкой фазы СУГ при расположении резервуара ниже цистерны;
— персонал, выполняющий сливо-наливные операции на железнодорожных цистернах, должен состоять из трех рабочих, на автомобильных цистернах — из двух рабочих;
— перед началом сливо-наливных операций железнодорожные и автомобильные цистерны, линии слива должны заземляться.

8.1.11 При обнаружении утечки СУГ из железнодорожной цистерны должны быть приняты меры по немедленному ее устранению. При невозможности устранения утечки СУГ должны быть оповещены органы МЧС, Ростехнадзора и другие организации, указанные в плане взаимодействия организаций, привлекаемых к устранению аварий.

8.1.12 Не допускается наполнение резервуаров:
а) с истекшим сроком технического освидетельствования;
б) при обнаружении:
1) дефектов в сварных швах и фланцевых соединениях,
2) отсутствия или неисправности предохранительных сбросных клапанов и других устройств и систем противоаварийной защиты,
3) отсутствия или неисправности систем противопожарной защиты, предусмотренной проектом,
4) отсутствия или неисправности уровнемерных устройств, манометров,
5) отсутствия или неисправности арматуры,
6) отсутствия надлежащей окраски и надписей надземных резервуаров,
7) дефектов крепежных деталей на лазах и люках или неполном их количестве,
8) недопустимых осадок, выпучивания, крена фундаментов резервуаров и опор подводящих газопроводов.

8.1.13 При использовании в качестве линий слива соединительных рукавов они должны иметь маркировку предприятия-изготовителя с указанием стандарта (технических условий), диаметра, рабочего давления.

8.1.14 Перед сливом СУГ должен быть проведен внешний осмотр сливных устройств и соединительных рукавов с целью выявления неисправностей.

8.1.15 Не допускается применять соединительные рукава, имеющие трещины, переломы, выбоины и другие неисправности. Соединительные рукава должны подвергаться гидравлическим испытаниям один раз в 3 мес давлением, равным 1,25 рабочего. На бирке, прикрепленной к рукаву, должна быть нанесена дата следующего испытания. На каждом рукаве должен быть нанесен инвентарный номер несмываемой краской.

8.1.16 При проведении сливо-наливных операций должна поддерживаться постоянная связь между персоналом участков объекта (на ГНС, ГНП, АГЗС).

8.1.17 Аварийная остановка слива СУГ из цистерн должна проводиться при:
— наполнении резервуаров жидкой фазой СУГ более 85 % внутреннего объема;
— срыве или разрыве соединительных рукавов;
— обнаружении негерметичности газопроводов обвязки, запорной и предохранительной арматуры;
— обнаружении утечек СУГ или потения в сварных швах, во фланцевых и резьбовых соединениях резервуаров;
— выявлении неисправности предохранительной арматуры;
— выявлении неисправности манометра;
— выходе из строя указателей уровнемерных устройств;
— отклонении рабочего давления от предельно допустимого;
— срабатывании блокировок систем автоматизации;
— аварии, пожаре, землетрясении, грозе, отключении электроэнергии на ГНС, ГНП, АГЗС.

8.1.18 При наполнении резервуаров жидкой фазой СУГ более 85% внутреннего объема или разгерметизации одного из резервуаров СУГ следует откачать в другие резервуары базы хранения или в аварийный резервуар посредством специально предназначенной для этого технологической линии, входящей в технологическую систему объекта.

8.1.19 После окончания слива жидкая фаза СУГ из линий слива должна быть возвращена в резервуар или автоцистерну, а паровая фаза удалена через сбросную трубу с обеспечением рассеивания до пожаробезопасной концентрации в местах возможного появления источника зажигания.

8.1.20 При проведении сливо-наливных операций рядом с местом их выполнения должны быть установлены предупреждающие знаки «Стоп», «Производится слив СУГ».

8.1.21 Формы эксплуатационной документации, заполняемой при сливо-наливных операциях, приведены в приложениях Н-Т.

8.2 Слив СУГ из железнодорожных цистерн в резервуары ГНС

8.2.1 Скорость движения железнодорожного состава по территории объекта не должна превышать 5 км/ч. Резкое торможение не допускается.

8.2.2 Слив СУГ из железнодорожных цистерн должен проводиться после полной остановки железнодорожного состава, установки временного ограждения с предупреждающими знаками «Стоп», «Проезд запрещен», «Проводится слив цистерн» и получения разрешения лица, ответственного за сливные работы на железнодорожной эстакаде.

8.2.3 Порядок установки (подачи) железнодорожных цистерн под слив СУГ и проведение слива должны обеспечивать безопасность выполнения этих работ и осуществляться в соответствии с производственной инструкцией.

8.2.4 Установка железнодорожных цистерн у эстакады, перемещение цистерн за пределы территории объекта и маневровые работы в железнодорожном тупике должны проводиться под наблюдением: в рабочее время — ответственного за безопасную эксплуатацию участка слива-налива СУГ, в нерабочее время — дежурного персонала.

8.2.5 При подготовке к сливу СУГ из железнодорожных цистерн следует дополнительно к работам, приведенным в 8.1, выполнить следующие работы:
— установить цистерны у соответствующих стояков сливной эстакады;
— заземлить цистерны;
— установить противооткатные башмаки, выполненные из искробезопасного и прочного материала, имеющие инвентарные номера. Башмаки должен устанавливать ответственный за слив СУГ из железнодорожных цистерн;
— проверить наличие СУГ в цистернах по контрольным вентилям;
— не допустить слив СУГ при давлении в железнодорожной цистерне менее 0,05 МПа. Для СУГ, упругость паров которых в холодное время может быть ниже 0,05 МПа, слив необходимо проводить по производственной инструкции;
— проверить соответствие цистерны и количество ее содержимого накладной (при наличии железнодорожных весов);
— проверить наличие пломб;
— проверить крышку люка-лаза с установленной на ней арматурой на работоспособность арматуры и отсутствие неисправностей;
— проверить срок освидетельствования цистерны. При наличии цистерн с истекшим сроком слив из них запрещается;
— при использовании в качестве линий слива соединительных рукавов проверить их исправность, наличие маркировки и сведений о проведении гидравлических испытаний. Соединительные рукава должны быть обвиты медной проволокой и припаяны (или прикреплены другим способом) к наконечникам рукава для исключения возникновения статического электричества. Допускается пропускать проволоку внутри рукава, обеспечив надежное соединение ее с наконечниками рукава;
— присоединить линии слива к запорной арматуре железнодорожной цистерны и сливных узлов;
— плавно (во избежание гидравлического удара) открыть запорную арматуру, проводить слив СУГ самотеком и/или созданием перепада давления (с помощью компрессора или испарителя) насосом или другими способами, предусмотренными проектной документацией.

8.2.6 Число железнодорожных цистерн на территории ГНС не должно превышать число постов слива на железнодорожной эстакаде.

8.2.7 После окончания слива СУГ линии слива должны быть отсоединены от газопроводов обвязки железнодорожной эстакады, цистерны опломбированы и удалены с территории объекта.

8.2.8 Остаточное давление паров СУГ в железнодорожных цистернах после слива не должно быть менее 0,05 МПа.

8.3 Слив СУГ из автомобильных цистерн в резервуары ГНП, АГЗС

8.3.1 Скорость движения автомобильных цистерн по территории объекта не должна превышать 5 км/ч. Резкое торможение не допускается.

8.3.2 При подготовке к сливу СУГ из автомобильной цистерны следует:
— взвесить цистерну на автомобильных весах (при наличии);
— установить цистерну у сливной колонки (поста);
— заглушить двигатель автоцистерны;
— установить противооткатные башмаки, выполненные из искробезопасного и прочного материала;
— заземлить цистерну;
— проверить соответствие цистерны и количества ее содержимого накладной;
— при отсутствии автомобильных весов содержимое автоцистерны проверить по уровнемерному устройству и данным, приведенным в накладной;
— проверить наличие пломб;
— проверить цистерну и крышку люка-лаза с установленной на ней арматурой на работоспособность арматуры и отсутствие неисправностей;
— проверить срок освидетельствования цистерны;
— при использовании в качестве линий слива соединительных рукавов проверить их исправность, наличие маркировки и сведений о проведении гидравлических испытаний соединительных рукавов. Соединительные рукава должны быть обвиты медной проволокой и припаяны (или прикреплены другим способом) к наконечникам рукава для исключения возникновения статического электричества. Допускается пропускать проволоку внутри рукава, обеспечив надежное соединение ее с наконечниками рукава;
— присоединить линии слива к обвязке автоцистерны и сливного поста (колонки);
— плавно (во избежание гидравлического удара) открыть запорную арматуру, производить слив СУГ самотеком и/или созданием перепада давления (с помощью компрессора или испарителя), насосом или другими способами, предусмотренными проектной документацией.

8.3.3 После окончания слива линии слива должны быть отсоединены от сливной колонки (поста) и автоцистерны, цистерна опломбирована и взвешена (при наличии автомобильных весов).

8.3.4 Остаточное давление паров СУГ в автоцистернах после слива не должно быть менее 0,05 МПа.

8.3.5 После окончания сливо-наливных работ запускать двигатель автомобильной цистерны без разрешения работника, производящего сливо-наливные операции, не допускается.

8.3.6 Наполнение автомобильных цистерн должно проводиться аналогично сливу, только через наполнительные колонки. При этом не допускается наполнение СУГ при давлении в автомобильной цистерне менее 0,05 МПа. При давлении в автомобильной цистерне в холодное время года менее 0,05 МПа наполнение должно проводиться по производственной инструкции.

8.3.7 Осуществлять слив СУГ из автомобильных цистерн в резервуары ГНП, АГЗС при давлении в них менее 0,05 МПа не допускается.

8.4 Слив СУГ в резервуарные установки

8.4.1 При подготовке к сливу СУГ из автомобильной цистерны в резервуарную установку следует:
— выставить посты для исключения нахождения посторонних лиц во взрывоопасной зоне (в радиусе 20 м от сливных постов);
— установить автомобильную цистерну у сливного поста или вблизи места размещения редукционной головки резервуара со сливными штуцерами;
— заглушить двигатель автомобильной цистерны;
— установить противооткатные башмаки, выполненные из искробезопасного и прочного материала;
— заземлить цистерну;
— проверить по уровнемерным устройствам уровень жидкой фазы СУГ в резервуарах резервуарной установки;
— присоединить линии слива к обвязке автомобильной цистерны и сливного поста (колонки) или к сливным штуцерам редукционной головки резервуара;
— медленно (во избежание гидравлического удара) открыть запорную арматуру сливного поста (колонки) и обвязки сосуда автомобильной цистерны, проводить слив СУГ самотеком или с помощью насоса.

8.4.2 После окончания слива СУГ линии слива (соединительные рукава) автомобильной цистерны должны быть отсоединены от сливной колонки (поста) или редукционной головки.

8.4.3 Приостанавливать подачу паровой фазы СУГ потребителям при наполнении резервуаров резервуарной установки не допускается.

8.4.4 Осуществлять слив СУГ из автомобильных цистерн в резервуары резервуарной установки при давлении в них менее 0,05 МПа не допускается.

8.5 Заправка газобаллонных автомобилей

8.5.1 При подготовке к заправке оператор должен убедиться в отсутствии пассажиров в автомобиле, проверить газобаллонное оборудование автомобиля на отсутствие неисправностей, утечки СУГ, наличие отличительной окраски баллона, надписей, таблички-паспорта, заземлить автомобиль.

8.5.2 На табличке-паспорте баллона должны быть выбиты и легко читаться следующие надписи:
— товарный знак предприятия-изготовителя;
— номер баллона;
— дата (месяц, год) изготовления и год следующего освидетельствования;
— рабочее давление Р, МПа;
— пробное гидравлическое давление , МПа;
— полная вместимость, л;
— полезная вместимость, л.

8.5.3 Не допускается заправлять неисправные баллоны или баллоны с истекшим сроком освидетельствования.

8.5.4 При выявлении утечек СУГ в газобаллонном оборудовании или наполнении баллона свыше 80% его внутреннего объема следует приостановить подачу СУГ и переключить заправочное устройство баллона на свечу рассеивания для сброса СУГ из баллона. При этом должны быть приняты меры, предупреждающие попадание СУГ в места, где возможно их воспламенение. Процесс сброса СУГ должен обеспечивать гарантированное рассеивание взрывоопасных концентраций в безопасной зоне объекта СУГ.

8.5.5 Заправка газобаллонных автомобилей при сливе СУГ из автомобильной цистерны в резервуары АГЗС не допускается.

8.5.6 Водитель газобаллонного автомобиля должен быть проинструктирован персоналом организации, установившей газобаллонное оборудование, по правилам безопасности по его эксплуатации и соблюдать их.

8.5.7 На АГЗС, не относящихся к топливозаправочным пунктам ГНС или ГНП, заправка автомобилей должна осуществляться только персоналом АГЗС.

8.5.8 Автомобили, ожидающие заправку, должны находиться вне территории зоны заправочных островков.

< назад / к содержанию / вперед >

Источник

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ ДЛЯ НЕФТЕБАЗ И СКЛАДОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ

УТВЕРЖДЕНО приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2012 г. N 777

Руководство по безопасности для нефтебаз и складов нефтепродуктов содержит рекомендации по обеспечению требований промышленной безопасности при проектировании, строительстве, капитальном ремонте, техническом перевооружении, реконструкции, консервации и ликвидации нефтебаз и складов нефтепродуктов и не является нормативным правовым актом.

Для выполнения требований, указанных в федеральных нормах и правилах в области промышленной безопасности, организации, осуществляющие вышеуказанную деятельность, могут использовать иные способы и методы, чем те которые указаны в настоящем Руководстве.

Руководство не распространяется на нефтебазы и склады нефтепродуктов с продуктами, имеющими упругость паров выше 700 мм рт.ст.

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Руководство по безопасности для нефтебаз и складов нефтепродуктов (далее — Руководство) разработано в целях содействия соблюдению требований федеральных норм и правил в области промышленной безопасности.

2. Настоящее Руководство содержит рекомендации по обеспечению требований промышленной безопасности при проектировании, строительстве, капитальном ремонте, техническом перевооружении, реконструкции, консервации и ликвидации нефтебаз и складов нефтепродуктов и не является нормативным правовым актом.

3. Для выполнения требований, указанных в федеральных нормах и правилах в области промышленной безопасности, организации, осуществляющие вышеуказанную деятельность, могут использовать иные способы и методы, чем те которые указаны в настоящем Руководстве.

4. В настоящем Руководстве применяют сокращения, а также термины и определения, приведенные в его приложениях N 1 и 2.

5. Руководство не распространяется на нефтебазы и склады нефтепродуктов с продуктами, имеющими упругость паров выше 700 мм рт.ст.

II. ОБЩИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО БЕЗОПАСНОСТИ К ПРИЕМУ, ОТПУСКУ И ХРАНЕНИЮ НЕФТЕПРОДУКТОВ

6. Безопасность при приеме нефти и нефтепродуктов по линейным отводам от магистральных нефтепродуктопроводов обеспечивают следующим.

6.1. Герметичностью задвижек на нулевом километре отвода (начальная точка отвода), концевых задвижек отвода, технологических задвижек у резервуаров потребителей, определяемой в проектной документации.

6.2. Узлом подключения концевых задвижек отводов к технологическим трубопроводам потребителя, обустраиваемыми:

  • двумя стальными отсекающими задвижками на отводе;

  • камерой отбора проб с пробоотборником;

  • системой канализации с емкостью для слива отбираемых проб;

  • манометрами, приборами контроля сортности нефтепродуктов;

  • системой электроснабжения для питания электроприводов задвижек и освещения;

  • соответствующим ограждением.

6.3. Оснащенность контрольно-измерительными приборами, средствами (приборами) учета, уровень автоматизации отводов рекомендуется обосновывать и определять в проектной документации.

6.4. Технологические линии от концевых задвижек отвода до приемных резервуаров потребителя рекомендуют выполнять автономными и без тупиковых ответвлений, лишних врезок, перемычек, не прокладывать через узлы задвижек на манифольдах, эстакадах, насосных.

6.5. Отпуск нефтепродуктов потребителю по отводу рекомендуют проводить только при условии работы МНПП в рабочем режиме.

6.6. Во избежание аварийных ситуаций (гидроударов) задвижки на отводе рекомендовано открывать в следующей последовательности: сначала открывают концевые задвижки отвода, после получения информации об открытии концевых задвижек открывают задвижки на нулевом километре отвода.

6.7. После каждой закачки продукта потребителю проводят обход трассы.

7. Безопасность при приеме и отпуске нефти и нефтепродуктов в железнодорожные сливоналивные эстакады обеспечивают следующим.

7.1. Прием и отгрузку нефти и нефтепродуктов в железнодорожные цистерны осуществляют через специально оборудованные сливоналивные устройства при обеспечении безопасного проведения сливоналивных операций.

7.2. Налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны осуществляют по бесшланговой системе автоматизированных шарнирно-сочлененных или телескопических устройств, оборудованных автоматическими ограничителями налива, а также средствами механизации. При наливе нефти и светлых нефтепродуктов рекомендуют предусматривать герметизацию налива с отводом паров на регенерационную установку, в газосборную систему.

7.3. Налив любого из заданных светлых нефтепродуктов, производимый через одно и то же наливное устройство, осуществляют с обеспечением мер, исключающих смешение продуктов. Для авиационного топлива при его отпуске потребителю предусматривают отдельные наливные устройства.

Сливоналивные железнодорожные эстакады для нефтепродуктов (за исключением мазута, гудрона, битума и других подобных высоковязких нефтепродуктов с малым парциальным давлением паров) рекомендуют оборудовать устройствами как верхнего, так и нижнего герметизированного слива. Слив авиационного топлива и других светлых нефтепродуктов производят через нижние сливные устройства в отдельные резервуары для последующего отстаивания и удаления из них свободной (подтоварной) воды.

7.4. Систему трубопроводов рекомендуют выполнять таким образом, чтобы обеспечить полное освобождение трубопроводов после запорной арматуры от остатков наливаемого или сливаемого продукта.

Для освобождения коллекторов и трубопроводов от нефтепродуктов предусматривается закрытая дренажная система, включающая средства для дренирования наливных устройств и связанных с ними коллекторов и продуктопроводов.

7.5. Для выполнения операций по аварийному освобождению неисправных цистерн от нефтепродуктов предусматривают специально оборудованные места.

7.6. Для сбора и отвода загрязненных нефтепродуктами атмосферных осадков и смыва пролитых нефтепродуктов зона слива и налива предусматривается с твердым бетонным покрытием, оборудованным устройствами отвода в дренажную систему. Рельсы в этой зоне рекомендуют прокладывать на железобетонных шпалах. Твердое покрытие выполняют водонепроницаемым, ограждают по периметру бортиком высотой не менее 0,2 м и с уклоном не менее 2% для стока жидкости к приемным устройствам (лоткам, колодцам, приямкам).

7.7. Загрязненный продукт из дренажной емкости направляют в емкости-резервуары для отделения воды от нефтепродуктов или емкости-резервуары для отработанных нефтепродуктов.

7.8. На сливоналивных эстакадах предусматривают быстродействующие отключающие системы (преимущественно автоматические устройства). Налив автоматически прекращается при выдаче заданной нормы, достижении предельного уровня заполнения железнодорожной цистерны.

7.9. На трубопроводах, по которым поступают на эстакаду ЛВЖ и ГЖ, рекомендуют устанавливать быстродействующие запорные устройства (задвижки с дистанционным управлением) для отключения этих трубопроводов при возникновении аварии на эстакаде. Указанные запорные устройства рекомендуют устанавливать на расстоянии 20-50 м от наливных эстакад и приводить в действие из операторной, непосредственно на железнодорожной эстакаде и с поста, расположенного на нулевой отметке у эвакуационных лестниц.

7.10. Максимальную безопасную скорость налива нефти и нефтепродуктов принимают с учетом свойств наливаемого продукта, диаметра трубопровода наливного устройства, свойств материала его стенок и определяют в проектной документации.

7.11. Ограничение максимальной скорости налива нефти и нефтепродуктов до безопасных пределов обеспечивается регулированием расхода посредством запорно-регулирующей арматуры на линии подачи нефти или нефтепродукта к железнодорожной эстакаде, а также перепуском части продукта во всасывающий трубопровод насоса. Автоматическое регулирование расхода перепускаемого продукта проводится при поддержании постоянного давления в напорном трубопроводе подачи продукта на наливную железнодорожную эстакаду.

7.12. Для исключения образования взрывоопасных смесей в системах трубопроводов и коллекторов слива и налива предусматривают подвод к ним инертного газа или пара с использованием специально предназначенного оборудования и стационарных линий, кроме складов с авиационным керосином.

7.13. Сливные лотки ПСЭ для мазутов, гудронов и битумов выполняют из несгораемых материалов, перекрывают металлическими решетками, съемными крышками и оборудуют средствами подогрева слитого топлива.

7.14. Приемные емкости ПСЭ мазутных хозяйств оборудуют средствами измерения температуры и уровня, сигнализаторами предельных значений уровня, вентиляционными патрубками, средствами подогрева слитого топлива, перекачивающими насосами и ручной кран-балкой. Приемные емкости рекомендуется оснащать защитой от перелива.

7.15. Разогрев застывающих и высоковязких нефтепродуктов в железнодорожных цистернах, сливоналивных устройствах проводят паром, нефтепродуктом, нагретым циркуляционным способом, или электроподогревом.

При использовании электроподогрева электроподогреватели выполняют во взрывобезопасном исполнении.

7.16. При проведении сливоналивных операций с нефтепродуктами с температурой вспышки паров ниже 61 °С применение электроподогрева не рекомендуется.

7.17. При использовании переносных подогревателей непосредственный контакт теплоносителя с нефтепродуктом не рекомендуется.

7.18. Разогрев нефтепродуктов в железнодорожных цистернах электрогрелками рекомендуется производить только в сочетании с циркуляционным нагревом в выносном подогревателе (теплообменнике).

7.19. Устройство установки нижнего слива (налива) выполняют согласно техническим условиям для установок нижнего слива (налива) нефти и нефтепродуктов железнодорожных вагонов-цистерн. При применении в указанных установках электроподогрева рекомендуется предусматривать устройство, отключающее подачу электроэнергии при достижении температуры 90 °С на поверхности, соприкасающейся с подогреваемым нефтепродуктом.

7.20. При использовании переносных электрогрелок последние оснащают блокировочными устройствами, отключающими их при снижении уровня жидкости над нагревательным устройством ниже 500 мм.

7.21. Переносные паровые змеевики и электрогрелки рекомендуется включать в работу только после их погружения в нефтепродукт на глубину не менее 500 мм от уровня верхней кромки подогревателя. Прекращение подачи пара и отключение электроэнергии производят до начала слива.

7.22. Налив нефти и нефтепродуктов свободно падающей струей не рекомендуется. Наливное устройство должно быть такой длины, чтобы расстояние от его конца до нижней образующей цистерны не превышало 200 мм.

7.23. На сливоналивных железнодорожных эстакадах, предназначенных для слива-налива нефти и светлых нефтепродуктов, рекомендовано устанавливать сигнализаторы довзрывных концентраций. Один ДВК устанавливают на две цистерны на нулевой отметке вдоль каждого фронта налива и слива. При двухстороннем фронте налива и слива датчики рекомендуется располагать в «шахматном» порядке.

7.24. Для контроля давления и температуры наливаемого нефтепродукта на общем коллекторе подачи на эстакаду продукта устанавливают приборы измерения этих параметров с выносом показаний в операторную.

7.25. Сливоналивные эстакады для нефти и нефтепродуктов рекомендуется защищать от прямых ударов молнии и от электромагнитной индукции.

В целях отвода прямого удара молнии от железнодорожной эстакады и минимизации вторичных её проявлений в зоне налива, защита от прямых ударов молнии осуществляется отдельно стоящими молниеприемниками (стержневыми или тросовыми).

7.26. Для предупреждения возможности накопления зарядов статического электричества и возникновения опасных разрядов при выполнении технологических сливоналивных операций с нефтепродуктами предусматривают заземление цистерн, трубопроводов, наливных устройств, а также ограничение скорости налива в его начальной и конечной стадиях.

8. Безопасность при приеме и отпуске нефти и нефтепродуктов на автомобильных сливоналивных станциях обеспечивают следующим.

8.1. Наливная станция или пункт налива состоят из помещения управления и площадки налива автомобильных цистерн, которые оборудованы постами налива (наливные стояки) и наливными устройствами. Насосы для налива рекомендуется располагать отдельно от наливных устройств.

8.2. Площадки налива автомобильных цистерн рекомендуется объединять по группам нефтепродуктов и размещать под навесами. Навес выполняется из негорючих материалов.

8.3. Приводы сливоналивных устройств, применяемые для налива ЛВЖ и ГЖ, при осуществлении операций вручную, гидравликой или пневматикой рекомендуется предусматривать с учетом исключения самопроизвольного движения механизмов сливоналивных устройств.

8.4. Для налива ЛВЖ с упругостью паров от 500 мм рт.ст. сливоналивные устройства снабжают устройствами отвода паров.

8.5. При наливе ЛВЖ и ГЖ используют телескопические или шарнирно сочлененные трубы. Расстояние от конца наливной трубы до нижней образующей цистерны рекомендуется принимать не больше 200 мм.

8.6. Наконечник наливной трубы изготавливают из материала, исключающего искрообразование при соударениях с котлом цистерны. Конструкцию наконечника выбирают с учетом исключения вертикального падения и разбрызгивания струи продукта в начале операции налива.

8.7. В целях исключения перелива продукта через край горловины котла цистерны рекомендуется применять автоматические предельные ограничители уровня налива, позволяющие автоматически прекращать налив при достижении заданного значения.

8.8. По окончании налива предусматривают меры, обеспечивающие полное освобождение наливной трубы от продукта и исключающие возможность его пролива на цистерну.

8.9. Для сбора остатков продукта, стекающих с наливной трубы при извлечении ее из цистерны, применяют каплесборник.

8.10. Учитывая конструкцию сливоналивных устройств, элементы которых соединены шарнирами с сальниковыми уплотнениями, изготовленными из неметаллических материалов, рекомендуется в каждую смену визуально проверять заземление, не допуская нарушения единого контура. При обнаружении нарушения единого контура эксплуатация сливоналивных устройств до устранения нарушения не рекомендуется.

8.11. Для нижнего налива авиационного керосина в автоцистерны (топливозаправщик) применяют соединительные шарнирно сочлененные трубы из алюминия, исключающие искрообразование при стыковке с фланцем автоцистерны.

Разрешается применение гибких металлорукавов.

8.12. На пункте налива с автоматическим управлением топливозаправщика рекомендуется предусматривать аварийное (ручное) дистанционное отключение насоса с легко доступной кнопкой аварийного отключения.

Система налива авиационного топлива предусматривает нижнее наполнение топливозаправщика.

8.13. На станциях и пунктах слива-налива нефти и светлых нефтепродуктов устанавливают сигнализаторы довзрывных концентраций.

8.14. При превышении концентрации паров нефтепродуктов на станциях и пунктах слива-налива более 20% нижнего концентрационного предела распространения пламени рекомендуется обеспечить прекращение операции слива-налива и не запускать двигатель автомобиля.

8.15. Не рекомендуется запуск двигателей автоцистерн, находящихся на оперативной площадке, в случаях пролива (перелива) нефтепродукта до полной уборки пролитого нефтепродукта.

8.16. Автоналивные станции рекомендуется оборудовать специальными устройствами (светофорами, шлагбаумами или другими средствами, ограничивающими несогласованное движение транспорта) для предотвращения выезда заполненных нефтепродуктами автоцистерн с опущенными в их горловины наливными устройствами.

8.17. Автоцистерны, стоящие под сливом-наливом на автоналивных станциях, заземляют с наличием блокировки, исключающей возможность запуска насосов для перекачки нефтепродуктов при отсутствии заземления.

8.18. Для предупреждения возможности накопления зарядов статического электричества и возникновения опасных разрядов при выполнении технологических сливоналивных операций с нефтепродуктами предусматривают заземление цистерн, трубопроводов, наливных устройств, а также ограничение скорости налива в его начальной и конечной стадиях.

8.1.9.* Средства транспортирования нефтепродуктов (автоцистерны, индивидуальные емкости-секции секционных автоцистерн) рекомендуется закреплять за определенной группой нефтепродуктов. Перед использованием их для транспортирования другой группы, средства транспортирования нефтепродуктов предварительно подготавливают.

_______________

* Нумерация соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

9. Безопасность при приеме и отпуске нефти и нефтепродуктов через сливоналивные причалы обеспечивают следующим.

9.1. Швартовку наливных судов и плавучих цистерн с легковоспламеняющимися нефтепродуктами не рекомендуется проводить стальными тросами.

9.2. Причальные сооружения рекомендуется выполнять из подходных эстакад, центральных платформ, швартовых фалов и отбойных устройств. Причалы (пирсы) и причальные сооружения рекомендуется оснащать:

  • швартовыми устройствами для упора и надежной швартовки судов;

  • системой трубопроводов, проложенной с берега на причал (пирс);

  • шлангующими устройствами с автоматизированным приводом для соединения трубопроводов причала со сливоналивными устройствами судов или сливоналивными устройствами — стендерами;

  • средствами механизации швартовки;

  • средствами подачи электроэнергии, стационарным и переносным освещением;

  • средствами связи с судами;

  • системой автоматической пожарной защиты и спасательными средствами;

  • устройством для заземления судов;

  • системой сбора дождевых стоков и аварийных проливов.

9.3. Работы по присоединению и отсоединению шлангов на причале рекомендуется механизировать.

9.4. На стационарных и плавучих причалах отбойные устройства выполняют из эластичных материалов, уменьшающих жесткие удары и исключающих образование искр во время швартовки.

9.5. Для контроля за перекачкой на трубопроводе у насосной станции и у стендеров рекомендуется устанавливать приборы, контролирующие давление. Показания приборов рекомендуется вывести в операторную.

9.6. При несанкционированных отходах судна от причала рекомендуется устанавливать автоматическое устройство аварийного отсоединения стендера.

9.7. Для предотвращения пролива нефтепродуктов на технологическую площадку причала (пирса) при аварии, а также отсоединения наливных устройств от приемных патрубков судна наливные устройства оборудуют быстро закрывающимися клапанами.

9.8. Наливная система оборудуется устройствами защиты от гидравлического удара.

9.9. Для предупреждения опасных проявлений статического электричества рекомендуемая скорость движения нефтепродукта в трубопроводе в начальной стадии заполнения танкера устанавливается проектной организацией.

9.10. Причалы для слива-налива оборудуют устройствами заземления.

9.11. Грузовые и вспомогательные операции рекомендуется начинать после окончания работ по заземлению корпуса судна и соответствующих трубопроводов.

9.12. Во время грозы и сильного ветра (более 15 м/с) не рекомендуется проведение сливоналивных операций с ЛВЖ.

10. Безопасность при хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах обеспечивают следующим.

10.1. Для вновь строящихся и реконструируемых нефтебаз не рекомендуется хранение нефти и нефтепродуктов в заглубленных и подземных резервуарах.

10.2. Для хранения нефти и нефтепродуктов рекомендуется использовать вертикальные стальные резервуары.

10.3. При применении стальных резервуаров с защитной стенкой (типа «стакан в стакане») рекомендуется обеспечивать контроль утечек продукта в межстенное пространство по прямому (утечки) или косвенному (загазованность) параметрам. При обнаружении нарушения герметичности основного резервуара его выводят из эксплуатации.

10.4. Для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефти и нефтепродуктов стальные вертикальные резервуары, в зависимости от свойств хранимого продукта, оснащают следующими техническими устройствами:

  • приемо-раздаточными патрубками с запорной арматурой;

  • дыхательной и предохранительной арматурой;

  • устройствами для отбора пробы и подтоварной воды;

  • приборами контроля, сигнализации и защиты;

  • устройствами подогрева;

  • противопожарным оборудованием;

  • вентиляционными патрубками с огнепреградителями.

Полный комплект устанавливаемых на резервуаре устройств и оборудования и схема их расположения определяют в проектной документации.

10.5. Расходные резервуары для авиационного топлива оборудуют плавающими устройствами для верхнего забора топлива.

Не рекомендуется хранить авиационное топливо в резервуарах с плавающей крышей.

10.6. Конструкцию резервуара и устанавливаемое на нем оборудование, арматуру и приборы рекомендуют выполнять для обеспечения безопасной эксплуатации резервуаров при:

  • наполнении, хранении и опорожнении;

  • зачистке и ремонте;

  • отстое и удалении подтоварной воды;

  • отборе проб;

  • замере уровня, температуры, давления;

  • проведении работ по обслуживанию установленного оборудования и приборов.

10.7. Каждый резервуар изготавливают в соответствии с проектной документацией. На каждый резервуар рекомендуется составлять паспорт. На корпус резервуара наносят номер, обозначенный в его паспорте.

10.8. Скорость наполнения (опорожнения) резервуаров выбирают меньше суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных устройств.

10.9. Максимальная производительность наполнения (опорожнения) для резервуаров с плавающей крышей или понтоном ограничивают допустимой скоростью движения понтона (плавающей крыши), которая не превышает для резервуаров емкостью до 700 м — 3,3 м/ч, для резервуаров емкостью свыше 700 м — 6 м/ч. При этом скорость понтона при сдвиге не превышает 2,5 м/ч.

10.10. Поддержание давления в резервуарах осуществляется при помощи дыхательной и предохранительной арматуры. Дыхательную арматуру выбирают в зависимости от типа резервуара и хранимого продукта.

10.11. При установке на резервуарах гидравлических клапанов последние заполняют трудно испаряющейся, некристаллизующейся, неполимеризующейся и незамерзающей жидкостью.

10.12. Дыхательные клапаны устанавливают непримерзающие.

10.13. На резервуарах, оборудованных дыхательными клапанами, устанавливают предохранительные клапаны равнозначной пропускной способности. Дыхательные и предохранительные клапаны устанавливают на самостоятельных патрубках.

10.14. Материал уплотнителей (затворов) понтонов и плавающих крыш выбирается с учетом свойств хранимого продукта и регламентируется проектной документацией к параметрам долговечности, морозоустойчивости, теплостойкости, проницаемости паров хранимого продукта, воспламеняемости.

10.15. Трубопроводную обвязку резервуаров и насосной выполняют с учетом обеспечения возможности перекачки продуктов из одного резервуара в другой в случае аварийной ситуации. Резервуары ЛВЖ и ГЖ для освобождения их в аварийных случаях от хранимых продуктов оснащают быстродействующей запорной арматурой с дистанционным управлением из мест, доступных и безопасных для обслуживания в аварийных условиях. Время срабатывания арматуры определяется условиями технологического процесса и требованиями, обеспечивающими безопасность работ.

10.16. Для сокращения потерь нефтепродуктов, предотвращения загрязнения окружающей среды группы резервуаров со стационарными крышами без понтонов, предназначенные для хранения бензинов, оборудуют газоуравнительными системами или системами улавливания и рекуперации паров.

При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой не рекомендуется объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными бензинами.

10.17. При оснащении резервуаров газоуравнительной системой предусматривают средства дистанционного отключения каждого резервуара от этой системы в случае его аварийного состояния (для предотвращения распространения аварийной ситуации по газоуравнительной системе).

10.18. Для исключения загазованности (образования взрывоопасной концентрации паров) резервуары для хранения нефтепродуктов оборудуются «азотной подушкой». При хранении нефтепродуктов под «азотной подушкой» в группах резервуаров последние оборудуют общей газоуравнительной линией со сбросом газа через гидрозатвор в атмосферу через «свечу» при «малых дыханиях» и при наполнении резервуаров.

10.19. Свеча для сброса паров нефти и нефтепродуктов устанавливается с учетом обеспечения безопасных условий рассеивания газа при исключении образования взрывоопасных концентраций в зоне размещения технологического оборудования, зданий и сооружений. Место размещения и высота свечи определяются в проектной документации.

10.20. Резервуары для нефти и нефтепродуктов оснащают средствами контроля и автоматизации в соответствии с проектом.

10.21. Для удаления подтоварной воды из вертикальных цилиндрических резервуаров, предназначенных для хранения нефти и нефтепродуктов, предусматривают систему дренирования подтоварной воды.

10.22. В целях предотвращения перегрузки системы дренирования при автоматическом сбросе подтоварной воды рекомендуется выполнить блокировку, исключающую одновременный сброс воды из нескольких резервуаров.

10.23. Резервуары с нефтью и нефтепродуктами оборудуют пробоотборниками, расположенными внизу. Ручной отбор проб через люк на крыше резервуара не рекомендуется.

10.24. Устройство систем измерения уровня и отбора проб выполняют с условием обеспечения возможности проверки их работоспособности без демонтажа и освобождения резервуара от продукта.

10.25. Контроль уровня нефтепродуктов в резервуарах осуществляется контрольно-измерительными приборами.

10.26. Резервуарные парки хранения нефти и светлых нефтепродуктов оснащают ДВК, срабатывающими при достижении концентрации паров нефтепродукта 20% от НКПР.

Число и порядок размещения датчиков сигнализаторов ДВК определяют в проектной документации в зависимости от вида хранящихся продуктов, условий их хранения, объема единичных емкостей резервуаров и порядка их размещения в составе склада (парка).

10.27. Датчики сигнализаторов ДВК рекомендуется устанавливать по периметру обвалования складов (парков) с внутренней стороны на высоте 1,0-1,5 м от планировочной отметки поверхности земли.

10.28. Расстояние между датчиками сигнализаторов выбирают меньше 2-х радиусов действия датчика. При смежном расположении групп емкостей и резервуаров или отдельных резервуаров в собственном обваловании (ограждении) установка датчиков сигнализаторов по смежному (общему для двух групп) обвалованию (ограждению) не требуется.

10.29. Датчики ДВК рекомендуется устанавливать в районе узла запорно-регулирующей арматуры склада (парка), расположенного за пределами обвалования. Количество датчиков сигнализаторов выбирают в зависимости от площади, занимаемой узлом, с учетом допустимого расстояния между датчиками не более 20 м, но не менее двух датчиков. Датчики сигнализаторов НКПР рекомендуется располагать противоположно по периметру площадки узла на высоте 0,5-1,0 м от планировочной отметки земли.

10.30. Для хранения мазута применяют железобетонные, металлические горизонтальные и вертикальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей.

10.31. При хранении высоковязких и застывающих нефтепродуктов предусматривают их подогрев. Выбор вида теплоносителя осуществляется проектной организацией в зависимости от вида хранимого или перекачиваемого продукта, его физико-химических свойств и показателей взрывопожароопасности, климатических условий, типа резервуаров для хранения.

10.32. Резервуары для мазута оборудуют устройствами подогрева мазута. При расположении внутри резервуара парового разогревающего устройства снаружи резервуара предусматривают штуцеры для дренажа и воздушника с запорными устройствами для дренирования конденсата.

10.33. Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах принимается ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов в закрытом тигле не менее чем на 15 °С и не выше 90 °С. Температуру подогреваемого в резервуаре нефтепродукта рекомендуется постоянно контролировать с регистрацией показаний в помещении управления (операторной).

В резервуарах, оборудованных змеевиковыми подогревателями, не рекомендуется подогрев мазута при уровне жидкости над подогревателями менее 500 мм.

10.34. При подогреве нефтепродукта с помощью пароподогревателей давление насыщенного пара принимают ниже 0,4 МПа (4 кгс/см).

10.35. Подвод трубопроводов пара и конденсатопроводов выполняют с учетом безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

10.36. Подогреватели рекомендуется изготавливать из стальных бесшовных труб.

10.37. При хранении в резервуарах нефти, мазута и других высоковязких нефтепродуктов для предотвращения накопления осадков предусматривают систему размыва.

10.38. Установка электрооборудования и прокладка электрокабельных линий внутри обвалования резервуаров не рекомендуется, за исключением выполненных взрывозащищенными системы электроподогрева, систем электрохимзащиты, устройств для контроля и автоматики, а также приборов местного освещения.

10.39. Запорное устройство, устанавливаемое непосредственно у резервуара, выполняют с ручным приводом и дублируют электроприводными задвижками, установленными вне обвалования.

10.40. Общее освещение резервуарных парков осуществляют прожекторами. Прожекторные мачты устанавливают на расстоянии не менее 10 м от резервуаров, но во всех случаях вне обвалования или ограждающих стен.

10.41. Для обеспечения электростатической безопасности нефтепродукты заливают в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности).

При заполнении порожнего резервуара нефть (нефтепродукты) рекомендуется подавать со скоростью не более 1 м/с до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши).

11. Безопасность при хранении нефти и нефтепродуктов в таре обеспечивают следующим.

11.1. Хранение нефтепродуктов в таре осуществляют в специально оборудованных зданиях или под навесами.

Нефтепродукты в таре (кроме ЛВЖ) рекомендуется хранить на открытых площадках в условиях отрицательных температур не более одного месяца.

11.2. Не рекомендуется совместное хранение ЛВЖ в одном помещении с другими веществами, которые могут образовывать с ними взрывоопасные смеси.

11.3. Складские помещения для нефтепродуктов в таре рекомендуется объединять в одном здании с разливочными и расфасовочными, а также с насосными и другими помещениями при условии обеспечения пожарной безопасности.

11.4. Складские помещения и площадки для хранения нефтепродуктов в таре рекомендуется оснащать средствами механизации для погрузочно-разгрузочных и транспортных операций. Дверные проемы в стенах складских зданий для нефтепродуктов в таре выполняют с учетом обеспечения безопасного проезда средств механизации.

11.5. Складские помещения для хранения нефтепродуктов в таре оснащают:

  • газоанализаторами довзрывных концентраций;

  • системой вентиляции, обеспечивающей необходимую кратность обмена воздуха;

  • погрузочно-разгрузочными устройствами.

11.6. Полы в складских зданиях для хранения нефтепродуктов в таре выполняют из негорючих и невпитывающих нефтепродукты материалов, а при хранении ЛВЖ — из материалов, исключающих искрообразование. Поверхность пола предусматривают гладкой с уклоном для стока жидкости в приямки.

Полы разливочных, выполненные из неэлектропроводных материалов, рекомендуется закрывать заземляющими металлическими листами, на которые устанавливают тару (металлическую) при заполнении. Допускается осуществлять заземление бочек, бидонов и других передвижных емкостей путем присоединения их к заземляющему устройству медным тросиком с наконечником под болт.

11.7. Площадки для хранения нефтепродуктов в таре выполняют с твердым покрытием и уклоном для стока воды. По периметру площадок предусматривают замкнутое обвалование или ограждающую стенку из негорючих материалов высотой 0,5 м.

11.8. В тарных хранилищах не рекомендуется расфасовывать нефтепродукты, хранить упаковочные материалы, пустую тару и другие посторонние предметы. Вокруг тарного хозяйства устанавливают отмостки и водоотводные каналы с уклоном для стока воды. Водоотводные потоки, трубы, отмостки рекомендуется периодически очищать и содержать исправными.

11.9. Затаривание и расфасовка нефтепродуктов (масла, смазки) в бочки и мелкую тару осуществляют в разливочных и расфасовочных помещениях. Разливочные и расфасовочные помещения размещают в зданиях или на площадках под навесом в зависимости от климатических условий и видов продукции. Помещения разлива рекомендуется выполнять одноэтажными. В зависимости от вида и объема разливаемой продукции помещение может делиться на изолированные секции.

11.10. Электрооборудование, электропроводка в помещениях разливочных и расфасовочных рекомендуется выполнять в соответствии с уровнем взрывозащиты для взрывоопасных зон указанных помещений.

11.11. Разливочные и расфасовочные помещения оснащают автоматизированными устройствами для отпуска, затаривания и определения количества нефтепродуктов, средствами механизации погрузочных работ, сборниками утечек, средствами автоматического прекращения налива.

11.12. Разлив в мелкую тару жидкой продукции осуществляют на автоматических установках и автоматических линиях, обеспечивающих герметичный налив и исключающих перелив продукции.

11.13. Мерные устройства, а также фасовочные агрегаты (камеры) разлива в тару жидкой продукции оборудуют местными отсосами.

11.14. При наливе ЛВЖ в металлические бочки патрубок наливного шланга рекомендуется опускать до дна. Патрубок, шланг и бочку заземляют.

11.15. Не рекомендуется производить налив ЛВЖ и ГЖ в бочки, установленные непосредственно на автомашинах.

11.16. Подключение раздаточных, расфасовочных устройств к основным трубопроводам рекомендуется производить посредством запорной арматуры с дистанционным и местным управлением.

11.17. Перед помещением разливочной размещают погрузочно-разгрузочные площадки (пандусы), оборудованные средствами механизации.

11.18. Раздаточные резервуары единичной вместимостью до 25 м включительно при общей вместимости до 200 м, в зависимости от вида отпускаемых нефтепродуктов, рекомендуется размещать в помещении разливочной:

  • при условии обеспечения отвода паров из резервуаров за пределы помещений;

  • на расстоянии 2 м от сплошной (без проемов) стены помещения резервуара;

  • при наличии ограждающих устройств (бортиков), ограничивающих площадь разлива нефтепродукта.

11.19. Для проектируемых и реконструируемых хранилищ размещение резервуаров для масел в подвальных помещениях не рекомендуется.

11.20. Все технологические операции по приему, хранению и разливу нефтепродуктов в тару проводят с учетом технологических регламентов (инструкций) и настоящих Рекомендаций по безопасности.

12. Безопасность при транспортировании нефти и нефтепродуктов по технологическим трубопроводам обеспечивают следующим.

12.1. К технологическим трубопроводам рекомендуется относить трубопроводы в пределах нефтебаз и складов нефтепродуктов, по которым транспортируются нефть и нефтепродукты, масла, реагенты, пар, вода, топливо, обеспечивающие ведение технологического процесса и эксплуатацию оборудования, а также нефтепродуктопроводы, по которым производится отпуск нефтепродуктов близлежащим организациям, находящиеся на балансе нефтебаз (между нефтебазой и НПЗ, наливными причалами, отдельно стоящими железнодорожными и автоэстакадами).

12.2. Устройство и эксплуатация технологических трубопроводов в составе нефтебаз и складов нефтепродуктов осуществляются с учетом устройств и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов, трубопроводов пара и горячей воды.

12.3. Проектной организацией определяются расчетный срок службы, категории и группы трубопроводов.

12.4. Для транспортирования нефти и нефтепродуктов рекомендуется применять стальные технологические трубопроводы. Применение труб из стекла и других хрупких материалов, а также из сгораемых и трудносгораемых материалов (фторопласт, полиэтилен, винипласт и др.) не рекомендуется.

12.5. Трубопроводы для складов ГСМ авиапредприятий рекомендуется изготавливать из низкоуглеродистой стали с внутренним антикоррозионным покрытием, нанесенным в заводских условиях, и наружным антикоррозионным покрытием, а при подземной прокладке рекомендуется выполнять катодную защиту от блуждающих токов.

12.6. В зависимости от коррозионной активности перекачиваемого нефтепродукта и расчетного срока эксплуатации толщину стенки трубопровода рекомендуется определять с поправкой на коррозионный износ.

12.7. Технологические трубопроводы для нефти и нефтепродуктов, прокладываемые на территории нефтебаз, выполняют надземными на несгораемых конструкциях, эстакадах, стойках и опорах.

12.8. Надземные технологические трубопроводы, прокладываемые на отдельных опорах, эстакадах, рекомендуется размещать на расстоянии не менее 3 м от стен зданий с проемами и не менее 0,5 м от стен зданий без проемов.

12.9. Технологические трубопроводы выполняют из электросварных и бесшовных труб, в том числе с антикоррозионным покрытием. Выбор материалов труб и способа изготовления принимают в зависимости от свойств перекачиваемой среды и рабочих параметров.

12.10. Соединения трубопроводов выполняют сварными. При перекачке по трубопроводам застывающих нефтепродуктов, а также в местах установки арматуры и технологического оборудования применение фланцевых соединений рекомендуется обосновывать в проектной документации с установкой прокладок из негорючих материалов.

12.11. На технологических трубопроводах большого диаметра и большой протяженности при возможности повышения давления при нагреве от различных источников энергии (солнечная радиация и др.) рекомендуется устанавливать предохранительные клапаны, сбросы от которых направляются в закрытые системы (дренажные или аварийные емкости).

12.12. Установка предохранительных клапанов, их диаметр и пропускная способность определяются проектной организацией.

12.13. Технологические трубопроводы прокладывают с учетом исключения тупиковых участков, застойных зон.

В самых низких точках трубопроводов устанавливают дренажные устройства с запорной арматурой.

12.14. Прокладка трубопроводов для нефти и нефтепродуктов проводится с уклоном для возможности их опорожнения при остановках, при этом уклоны для трубопроводов рекомендуется принимать не менее:

  • для светлых нефтепродуктов — 0,2%;

  • для высоковязких и застывающих нефтепродуктов — в зависимости от конкретных свойств и особенностей, протяженности и условий прокладки — 2%.

12.15. Подвод инертного газа или пара для продувки трубопроводов проводят в начальных и конечных точках трубопровода. Для этого предусматривают штуцеры с арматурой и заглушкой.

12.16. Трубопроводы для перекачки вязких продуктов предусматривают с наружным обогревом. В качестве теплоносителей используются пар, промтеплофикационная вода и электрообогрев. При применении электрообогрева с помощью ленточных нагревателей последние исполняют во взрывозащищенном исполнении.

12.17. На вводах технологических трубопроводов нефти и нефтепродуктов к объектам (резервуарным паркам, насосным, железнодорожным и автоэстакадам, причальным сооружениям) устанавливают запорную арматуру. Управление приводами запорной арматуры предусматривается дистанционным из операторной и ручным по месту установки.

12.18. Узлы задвижек располагают вне обвалования (ограждающей стенки) групп или отдельно стоящих резервуаров, кроме задвижек, установленных в соответствии с подпунктом 10.39 настоящего Руководства по безопасности.

12.19. На обвязочных трубопроводах установка и расположение запорной арматуры выполняют с учетом возможности перекачки нефтепродукта из одного резервуара в другой в случае аварийной ситуации.

12.20. В технологических схемах мазутных хозяйств рекомендуется применять стальные бесшовные трубы, изготовленные из спокойных углеродистых и низколегированных сталей.

12.21. Температурные деформации трубопроводов в мазутных хозяйствах компенсируют за счет поворотов и изгибов трассы трубопроводов (самокомпенсация) или установкой специальных компенсирующих устройств (П-образные компенсаторы).

12.22. Применение сальниковых, линзовых и волнистых компенсаторов в системах мазутного хозяйства не рекомендуется.

12.23. На всех мазутопроводах, паропроводах и конденсатопроводах мазутных хозяйств тепловых электростанций рекомендуется применять только стальную арматуру. Не рекомендуется применять арматуру из ковкого и серого чугуна и цветных металлов.

12.24. Запорную арматуру, устанавливаемую на продуктовых трубопроводах, применяют с учетом наиболее высокого класса герметичности, установленного национальными стандартами.

12.25. Запорную арматуру, установленную на трубопроводах с условным диаметром более 400 мм, выполняют с механическим приводом (электро-, пневмо- и гидропривод).

12.26. Арматуру массой более 500 кг располагают на горизонтальных участках трубопроводов, с установкой вертикальных опор под трубопровод.

12.27. Конструкция уплотнений, сальниковые набивки, материалы прокладок и монтаж фланцевых соединений выбирают с учетом обеспечения необходимой степени герметичности в течение межремонтного периода эксплуатации технологической системы.

12.28. Прокладка сборных коллекторов в пределах обвалования группы резервуаров с единичной емкостью более 1000 м не рекомендуется.

III. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО БЕЗОПАСНОСТИ К НАСОСНЫМ УСТАНОВКАМ И СТАНЦИЯМ

13. Насосные установки (станции) нефти и нефтепродуктов могут быть закрытыми (в зданиях) и открытыми (под навесами).

14. В открытых насосных станциях, расположенных под навесами, площадь устраиваемых в них боковых ограждений рекомендуется устанавливать не более 50% общей площади закрываемой стороны (считая по высоте от пола до выступающей части перекрытия или покрытия насосной).

Защитные боковые ограждения открытых насосных по условиям естественной вентиляции не доходят до пола и покрытия (перекрытия) насосной не менее чем на 0,3 м и выполняются из негорючих материалов.

15. Система защиты насосов и материальное исполнение насоса и его деталей предусматривает безопасную эксплуатацию на весь срок службы.

Для перекачивания (нагнетания) ЛВЖ применяют центробежные бессальниковые насосы с двойным торцевым, а в обоснованных случаях — с одинарным торцевым и дополнительным уплотнением.

В качестве затворной жидкости используют негорючие или нейтральные к перекачиваемой среде жидкости.

16. На нагнетательном трубопроводе предусматривают установку обратного клапана для предотвращения перемещения транспортируемых веществ обратным ходом.

17. Ограничение максимальной скорости налива ЛВЖ и ГЖ до безопасных пределов обеспечивают перепуском части нефтепродукта во всасывающий трубопровод насоса.

18. Насосы оснащают системами сигнализации и блокировок, обеспечивающими их безопасную эксплуатацию в соответствии с инструкциями организаций-изготовителей по техническому обслуживанию и эксплуатации, нормативно-технической документацией.

19. Насосы, перекачивающие нефть к нефтепродукты, независимо от места их установки, рекомендуется оборудовать местным и дистанционным управлением.

20. На линиях всасывания и нагнетания насосов предусматривают запорные или отсекающие устройства с дистанционным управлением. Обустройство дистанционного отключения участков трубопроводов принимается проектной организацией в каждом конкретном случае в зависимости от диаметра и протяженности трубопровода, характеристики транспортируемой среды.

21. Для вновь проектируемых и реконструируемых нефтебаз рекомендуется обеспечить мониторинг за работой насосного оборудования, в том числе за уровнем вибрации.

22. Пускать в работу и эксплуатировать центробежные насосы при отсутствии ограждения на подвижных частях не рекомендуется.

23. Эксплуатация насоса с неисправными манометрами не рекомендуется.

24. В насосных станциях полы выполняют из негорючих и стойких к воздействию нефтепродуктов материалов. В полах располагают дренажные лотки. Лотки выполняют закрытыми, их дно и стенки предусматривают непроницаемыми для воды и нефтепродуктов. Лотки соединяют с канализацией через гидрозатворы и выполняют с уклоном в ее сторону. Насосные станции оборудуют системой горячего водоснабжения с температурой воды не выше 60 °С.

25. Насосы и трубопроводы в насосных рекомендуется располагать так, чтобы было удобно производить их обслуживание, ремонт и осмотр.

26. Для проектируемых и реконструируемых нефтебаз строительство заглубленных насосных станций не рекомендуется.

27. Установка насосов, перекачивающих высоковязкие, обводненные или застывающие при температуре наружного воздуха продукты на открытых площадках, выполняется с учетом условий, обеспечивающих непрерывность работы, теплоизоляцию или обогрев насосов и трубопроводов, наличия систем продувки или промывки насосов и трубопроводов.

28. Подача мазута в котельные отделения производится центробежными насосами. В системе мазутного хозяйства теплоэлектростанций применяют также винтовые, ротационные и поршневые насосы.

29. В системе мазутного хозяйства двухступенчатая схема подачи мазута на сжигание предусматривает возможность работы любого насоса 1 ступени, подогревателя, фильтра тонкой очистки с любым насосом 2 ступени.

30. На трубопроводах дренажей и воздушников от мазутопроводов системы мазутного хозяйства теплоэлектростанций с рабочим давлением 2,5 МПа и более предусматривают установку двух запорных устройств, расположенных последовательно.

31. Подогреватели мазута размещают вне помещений — на открытых бетонированных площадках, имеющих уклон в стороны колодцев (трапов) для сбора ливневых вод, и оборудуют стационарной кран-балкой.

32. Корпуса насосов, перекачивающих ЛВЖ и ГЖ, заземляют независимо от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосами.

33. В насосных станциях для контроля загазованности по ПДК и НКПР устанавливают средства автоматического газового анализа с сигнализацией, срабатывающей при достижении предельно допустимых величин. Все случаи загазованности рекомендуется регистрировать приборами.

Места установки и количество датчиков или пробоотборных устройств определяют в проектной документации.

34. Помещения насосных рекомендуют оборудовать постоянно действующей приточно-вытяжной вентиляцией и аварийной вентиляцией в соответствии с проектной документацией. При отключенной вентиляции работа насосов не рекомендуется.

35. Помещения насосной оборудуют грузоподъемными устройствами для ремонта оборудования, электрооборудование которых по исполнению соответствует категории и группе взрывоопасной смеси и классу взрывоопасной зоны.

36. На каждый насосный агрегат составляется паспорт, в который заносят все сведения по ремонту и замене комплектующих частей. В паспорте агрегата рекомендуется указывать расчетный срок эксплуатации.

37. Монтаж, наладку и испытания насосов производят согласно проектной документации и инструкции организации изготовителя.

IV. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО БЕЗОПАСНОСТИ К СИСТЕМЕ УЛАВЛИВАНИЯ ПАРОВ

38. Для проектируемых и реконструируемых объектов по приему, хранению и отгрузке нефти и светлых нефтепродуктов с упругостью паров (давлением насыщенных паров) выше 500 мм рт.ст., рекомендуется предусматривать стационарные установки организованного сбора и утилизации парогазовой фазы.

39. Оборудование установок организованного сбора и утилизации парогазовой фазы рекомендуется размещать в непосредственной близости от объектов (резервуарных парков, железнодорожных эстакадах и наливных автомобильных станциях) в зданиях или на открытых площадках под навесом, вне обвалования резервуарных парков и железнодорожных эстакад и площадок наливных автомобильных станций.

Электрооборудование и приборы управления, непосредственно не связанные с основным оборудованием, рекомендовано размещать вне взрывоопасной зоны.

40. Для защиты аппаратов системы улавливания паров от превышения давления при необходимости предусматривают предохранительные устройства. Расчет и выбор предохранительных устройств определяется в проектной документации.

41. При использовании в составе установки адсорбера по поглощению паров предусматривают дублирующий аппарат, включающийся в работу при снижении эффективности по улавливанию, определяемой по показаниям приборов, контролирующих содержание углеводородов на выходе из аппарата.

42. Устройство резервуара для сбора выделяющихся паров выполняют с учетом обеспечения возможности изменения объема паров при их закачке и откачке.

43. Резервуар для сбора паров оборудуют предохранительным клапаном, огнепреградителем, приборами контроля и противоаварийной защиты.

44. При использовании в системе сбора вакуумного жидкостно-кольцевого насоса жидкость с линии нагнетания и из уплотнений направляют обратно в систему сбора.

45. Исполнение взрывозащиты электрооборудования, входящего в состав системы улавливания и размещаемого во взрывоопасной зоне, рекомендуется выбирать в соответствии с категорией и группой взрывоопасной смеси и классом взрывоопасной зоны.

46. При применении сепаратора на установке по улавливанию паров выполняют систему автоматической откачки конденсата с направлением последнего в специальную сборную емкость.

V. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО БЕЗОПАСНОСТИ К РЕГЕНЕРАЦИИ ОТРАБОТАННЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ

47. Для рационального использования отработанных нефтепродуктов и снижения отрицательного воздействия их на окружающую среду рекомендуется предусматривать установки регенерации.

48. Кратность воздухообмена при вентилировании установок регенерации рекомендуется предусматривать не ниже 12.

49. Содержание паров масел в воздухе рабочей зоны помещений установок регенерации предусматривается не более ПДК.

50. Температура разогрева отработанных нефтепродуктов рекомендуется на 25 °С ниже температуры вспышки паров входящего в их состав компонента с наименьшей температурой вспышки паров. Слив нефтепродуктов во время их подогрева не рекомендуется.

51. Разогрев отработанных нефтепродуктов, поступающих в бочках, рекомендуется производить паром с давлением не выше 0,05-0,1 МПа.

52. Перекачку отработанных и регенерированных масел осуществляют отдельными насосами.

53. Отходы, образующиеся на регенерационных установках (фильтровальные материалы, реагенты), удаляют.

54. При подготовке к ремонту установок по регенерации отработанных нефтепродуктов оборудование рекомендуется очистить от продукта, обезвредить от кислоты, щелочи и прочих вредных веществ, промыть, продуть паром или инертным газом.

VI. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО БЕЗОПАСНОСТИ К СИСТЕМАМ КОНТРОЛЯ, УПРАВЛЕНИЯ, АВТОМАТИЗАЦИИ И ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ ЗАЩИТЫ

55. Уровень автоматизации и управления технологическими процессами хранения, слива-налива, транспортирования нефти и нефтепродуктов определяют в проектной документации и предусматривают обеспечение безопасности при проведении указанных процессов.

56. Системы управления, контроля, противоаварийной защиты, связи и оповещения размещают в местах, удобных и безопасных для обслуживания.

57. Приборы контроля и автоматизации, устанавливаемые на открытом воздухе, исполнение которых не соответствует климатическим условиям площадки, размещают в закрытых обогреваемых шкафах.

58. Система автоматического управления и контроля технологическими процессами нефтебазы осуществляется централизованно из пунктов управления — операторных и (или) диспетчерской.

59. В помещении управления предусматривается световая и звуковая сигнализация о загазованности производственных помещений и территории управляемого объекта.

60. Ведение технологических процессов и работа оборудования с неисправными или отключенными приборами, входящими в системы контроля и управления не рекомендуется.

61. На период замены элементов системы контроля и управления предусматривают меры и средства, обеспечивающие безопасность проведения технологических операций в ручном режиме.

62. В системах контроля, управления и противоаварийной защиты, связи и оповещения не рекомендуется использовать приборы, устройства и другие элементы, отработавшие срок службы или имеющие просроченную дату поверки.

63. При осуществлении технологических операций при хранении и перекачке нефтепродуктов значения предельных параметров устанавливают в технологическом регламенте (карте) на эти операции.

64. Все средства измерений рекомендуется подвергать поверке (калибровке).

VII. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО БЕЗОПАСНОСТИ К ЭЛЕКТРООБЕСПЕЧЕНИЮ И ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЮ

65. Электроснабжение электроприемников по категории надежности складов нефти и нефтепродуктов рекомендуется обосновывать в проектной документации.

Для особо ответственных электроприемников (электропитание систем КИП, противоаварийной защиты, связи и оповещения) снабжение электроэнергией рекомендуется выполнять по особой группе 1-й категории надежности от трех независимых источников.

66. Электроснабжение исполнительных механизмов (электрозадвижек), входящих в состав систем противоаварийной защиты, рекомендуется обеспечить по 1-й категории надежности от двух независимых источников.

67. Для обеспечения надежного электроснабжения в случае прекращения подачи электроэнергии от основного источника в системе применяют средства для автоматического переключения с основного источника на резервный (система АВР).

68. Прокладку кабельных трасс осуществляют преимущественно открытым способом в местах, исключающих воздействие высоких температур, механических повреждений. В случае необходимости прокладку указанных трасс производят с засыпкой под землю в местах, исключающих воздействие нефтепродуктов. Не рекомендуется применение кабелей с полиэтиленовой изоляцией.

69. Размещение электрошкафов и электропроводок внутри обвалования резервуарных парков не рекомендуется.

70. Отверстия в стенах и полу для прохода кабелей и труб рекомендуется уплотнить негорючими материалами.

Кабели, прокладываемые по территории нефтебаз и складов нефтепродуктов, предусматривают изоляцию и оболочку из материалов, не распространяющих горение.

71. Освещение территории резервуарных парков рекомендуется выполнять светильниками, устанавливаемыми на прожекторных мачтах.

72. При отсутствии стационарного электрического освещения для временного освещения взрывопожароопасных помещений, открытых технологических площадок, аппаратуры и другого оборудования применяют аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении.

73. Электрооборудование для наружных установок, которое размещают вне взрывоопасной зоны, рекомендуется выполнять в закрытом или закрытом обдуваемом исполнении с защитой от атмосферных воздействий в виде навеса или козырька.

74. На нефтебазах и складах нефтепродуктов, особенно при хранении и отпуске масел, смазок и других нефтепродуктов в таре, для перемещения по территории нефтебазы тарных грузов применяют электрифицированный транспорт — самоходные аккумуляторные тележки (электрокары), электропогрузчики и тягачи во взрывозащищенном исполнении.

75. При эксплуатации электрифицированных подъемно-транспортных устройств (тельферы, краны, лебедки) применение троллейных проводов и открытых токосъемников во взрывоопасных помещениях не рекомендуется.

76. Устройства для подключения передвижного и переносного электрооборудования размещают вне взрывоопасных зон.

VIII. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО БЕЗОПАСНОСТИ К МОЛНИЕЗАЩИТЕ И ЗАЩИТЕ ОТ СТАТИЧЕСКОГО ЭЛЕКТРИЧЕСТВА

77. Устройства и мероприятия по молниезащите и защите от статического электричества рекомендуется обосновывать в проектной документации.

78. Рекомендуется защищать отдельно стоящими молниеотводами от прямых ударов молнии резервуарные парки с ЛВЖ и ГЖ общей вместимостью 100 тыс. м и более, а также резервуарные парки нефтебаз, расположенные на селитебных территориях.

79. Резервуарные парки общей вместимостью менее 100 тыс. м защищают от прямых ударов молнии следующим образом:

  • корпуса резервуаров при толщине металла крыши менее 4 мм — отдельно стоящими молниеотводами или установленными на самом резервуаре;

  • корпуса резервуаров при толщине 4 мм и более, а также отдельные резервуары единичной емкостью менее 200 м независимо от толщины металла крыши — присоединяют к заземлителям.

80. Предусматривают защиту от прямых ударов молнии дыхательной арматуры резервуаров с ЛВЖ и пространства над ней, а также пространства над срезом горловины цистерн с ЛВЖ, ограниченного цилиндром высотой 2,5 м и радиусом 5 м.

81. Очистные сооружения защищают отдельно стоящими или установленными на сооружениях молниеприемниками. В зону защиты включают пространство, ограниченное параллелепипедом, основание которого выходит за пределы очистных сооружений на 5 м в каждую сторону, а высота равна высоте сооружения плюс 3 м.

82. Защиту от вторичных проявлений молнии рекомендуют обеспечивать за счет следующих мероприятий:

  • металлические конструкции и корпуса всего оборудования и аппаратов, находящихся в защищаемом здании, присоединяют к заземляющему устройству электроустановок или к железобетонному фундаменту здания при условии обеспечения непрерывной электрической связи по их арматуре и присоединения к закладным деталям с помощью сварки;

  • в соединениях элементов трубопроводов или других протяженных металлических предметов обеспечивают переходные сопротивления не более 0,03 Ом на каждый контакт.

83. Заземленное металлическое оборудование, покрытое лакокрасочными материалами, рекомендуется считать электростатически заземленным, если сопротивление любой точки его внутренней и внешней поверхности относительно магистрали заземления не превышает 10 Ом. Измерения этого сопротивления проводят при относительной влажности окружающего воздуха не выше 60%, причем площадь соприкосновения измерительного электрода с поверхностью оборудования не превышает 20 см, а при измерениях электрод рекомендуется располагать в точках поверхности оборудования, наиболее удаленных от точек контакта этой поверхности с заземленными металлическими элементами, деталями, арматурой.

84. Соединения молниеприемников с токоотводами и токоотводов с заземлителями выполняют сварными, а при недопустимости огневых работ разрешается выполнение болтовых соединений с переходным сопротивлением не более 0,05 Ом с учетом ежегодного контроля последнего перед началом грозового сезона.

85. Заземлители, токоотводы рекомендуется подвергать периодическому контролю один раз в пять лет. Ежегодно 20% общего количества заземлителей и токоотводов рекомендуется вскрыть и проверить на поражение их коррозией. Если поражено более 25% площади поперечного сечения, то такие заземлители заменяют.

86. Для предупреждения опасных проявлений статического электричества предусматривают заземление металлического оборудования и трубопроводов, снижение скорости движения нефтепродуктов в трубопроводе и предотвращение разбрызгивания нефтепродукта или снижение концентрации паров нефтепродуктов до безопасных пределов.

87. В целях защиты от проявлений статического электричества заземлению подлежат:

  • наземные резервуары для ЛВЖ и ГЖ и других жидкостей, являющихся диэлектриками и способные при испарении создавать взрывоопасные смеси паров с воздухом;

  • наземные трубопроводы через каждые 200 м и дополнительно на каждом ответвлении с присоединением каждого ответвления к заземлителю;

  • металлические оголовки и патрубки рукавов;

  • передвижные средства заправки и перекачки горючего — во время их работы;

  • железнодорожные рельсы сливоналивных участков, электрически соединенные между собой, а также металлические конструкции сливоналивных эстакад с двух сторон по длине;

  • металлические конструкции автоналивных устройств;

  • все механизмы и оборудование насосных станций для перекачки нефтепродуктов;

  • металлические конструкции морских и речных причалов в местах производства слива (налива) нефтепродуктов;

  • металлические воздуховоды и кожухи изоляции вентиляционных систем во взрывоопасных помещениях через каждые 40-50 м.

88. Заземляющее устройство для защиты от статического электричества объединяют с заземляющими устройствами для защиты электрооборудования и молниезащиты. Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного только для защиты от статического электричества, предусматривают не более 100 Ом.

89. Соединение между собой неподвижных металлических конструкций (резервуары, трубопроводы и т.д.), а также присоединение их к заземлителям производят с помощью полосовой стали сечением не менее 48 мм или круглой стали диаметром более 6 мм на сварке или с помощью болтов.

90. Резинотканевые рукава, спиральные РБС заземляют путем присоединения (пайкой) медного многожильного провода сечением более 6 мм к ершу и металлической обмотке, а гладкие рукава РБГ — путем пропуска внутри рукава такого же провода с присоединением его к ершам.

91. Защиты от электростатической индукции обеспечивают присоединением всего оборудования и аппаратов, находящихся в зданиях, сооружениях и установках, к защитному заземлению.

92. Для защиты от электромагнитной индукции между трубопроводами и другими протяженными металлическими предметами (каркас сооружения, оболочки кабелей), проложенными внутри здания и сооружения, в местах их взаимного сближения на расстоянии 10 см и менее через каждые 20 м длины рекомендуется приваривать или припаивать металлические перемычки, чтобы не допускать образования замкнутых контуров. В соединениях между собой элементов трубопроводов и других протяженных металлических предметов, расположенных в защищаемом сооружении, предусматривают перемычки из стальной проволоки диаметром не менее 5 мм или стальной ленты сечением не менее 24 мм.

93. Для защиты от заносов высоких потенциалов по подземным металлическим коммуникациям (трубопроводам, кабелям, в том числе проложенным в каналах и тоннелях) при вводе в сооружение присоединяют коммуникации к заземлителю электроустановок или к заземлителю от прямых ударов молнии.

94. Все мероприятия по защите зданий и сооружений от вторичных воздействий молнии аналогичны мероприятиям по защите от статического электричества. Поэтому устройства, предназначенные для вторичных проявлений молнии, используют для защиты зданий и сооружений от статического электричества.

IX. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО БЕЗОПАСНОСТИ К СИСТЕМАМ СВЯЗИ И ОПОВЕЩЕНИЯ

95. Нефтебазы и склады нефтепродуктов рекомендуется оборудовать системами двухсторонней громкоговорящей и телефонной связи.

96. Перечень производственных подразделений, с которыми устанавливается связь, виды связи рекомендуется определять в проектной документации.

97. На всех производственных площадках нефтебаз и складов нефтепродуктов предусматривают технические средства, обеспечивающие оповещение об обнаружении аварийных выбросов горючих паров или разливов нефти и нефтепродуктов.

X. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО БЕЗОПАСНОСТИ К СИСТЕМАМ ОТОПЛЕНИЯ И ВЕНТИЛЯЦИИ

98. Для систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха в качестве теплоносителя применяется теплофикационная вода, регулируемая по температурному графику.

Для зданий, расположенных в районах с расчетной температурой минус 40 °С и ниже, применяют добавки, предотвращающие замерзание воды. При применении добавок не рекомендуется использовать взрыво- и пожароопасные вещества, а также вредные вещества в количествах, при которых могут возникнуть выделения, превышающие ПДК вредных веществ в воздухе рабочей зоны в аварийных ситуациях.

99. Внутреннюю температуру воздуха в производственных помещениях в холодный период года рекомендуют принимать не менее:

  • при постоянном пребывании обслуживающего персонала — плюс 16 °С;

  • при временном пребывании обслуживающего персонала — плюс 10 °С (пребывание обслуживающего персонала до 2-х часов непрерывно);

  • в административных и лабораторных помещениях — плюс 18-22 °С;

  • в помещениях с микропроцессорной техникой поддерживается микроклимат.

100. Во всех электропомещениях, помещениях КИПиА, операторных, требующих приточной вентиляции для создания избыточного давления воздуха в них, рекомендуется предусматривать воздушное отопление, совмещенное с приточной вентиляцией или кондиционированием.

Устройство систем отопления (водяное, паровое), применяемые элементы и арматура, их расположение при прокладке над электропомещениями, помещениями КИПиА рекомендуется выполнять таким образом, чтобы исключить попадание влаги в эти помещения при всех режимах эксплуатации и обслуживания этих систем.

101. Прокладка трубопроводов систем отопления под полом производственных помещений не рекомендуется.

102. Прокладка транзитных трубопроводов систем отопления через электропомещения, помещения КИПиА и операторные не рекомендуется.

103. В производственных помещениях воздухообмен рекомендуют определять с учетом непревышения ПДК вредных веществ и (или) НКПВ.

104. Для производственных помещений при обосновании расчетами в проектной документации предусматривают аварийную вентиляцию.

105. Системы аварийной вентиляции рекомендуют выполнять с учетом автоматического включения от установленных в помещении газоанализаторов. Кроме автоматического включения предусматривают ручное включение (местное дистанционное, из помещения управления).

106. Установку аварийной вентиляции во взрывопожароопасных помещениях в дополнение к основной рекомендуют обосновывать в проектной документации.

107. Устройство воздухозабора для приточных систем вентиляции рекомендуют предусматривать из мест, исключающих попадание в систему вентиляции взрывоопасных паров и газов во всех режимах работы нефтебаз.

108. Оборудование приточных систем, обслуживающих взрывоопасные помещения, рекомендуют принимать в нормальном исполнении, если на воздуховодах при выходе из венткамеры предусмотрены взрывозащищенные обратные клапаны.

109. Вентиляционное оборудование, металлические трубопроводы и воздуховоды систем отопления и вентиляции рекомендуется заземлять.

110. Автоматизацию и блокировки вентиляционных систем рекомендуют предусматривать для:

  • автоматического включения аварийной вентиляции от установленных в помещении газоанализаторов при достижении 10% от НКПР;

  • сигнализации падения давления воздуха на приточных вентиляционных системах, обслуживающих помещения с подпором воздуха, подающих сигнал в помещение управления при падении давления, обеспечивающего гарантированный подпор воздуха в помещении;

  • сигнализации (с выносом в пункт управления) работы постоянно действующих вентсистем;

  • автоматического регулирования температуры воздуха в помещении или температуры приточного воздуха;

  • автоматической защиты калориферов от замораживания;

  • автоматизации систем кондиционирования воздуха;

  • автоматического отключения вентсистем при пожаре в помещении, оборудованного системой автоматического пожаротушения или сигнализации;

  • автоматического включения резервного вентилятора при выходе из строя рабочего с подачей сигнала о включении резерва;

  • автоматического включения при пожаре систем дымоудаления.

111. Аварийное отключение всех вентиляционных систем, кроме систем, обслуживающих тамбуры-шлюзы, предусматривают единой кнопкой, расположенной у входов в здание.

XI. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО БЕЗОПАСНОСТИ К ВОДОСНАБЖЕНИЮ И КАНАЛИЗАЦИИ, ОЧИСТНЫМ СООРУЖЕНИЯМ

112. Агрегаты водонасосных станций запитывают от 2-х независимых источников электроснабжения.

113. Насосные станции, заглубленные более чем на 0,5 м, оснащают автоматическими газоанализаторами довзрывных концентраций с выводом сигнала на пульт управления (в операторную). В случае загазованности насосной предусматривают включение аварийной вентиляции.

114. Осмотр и очистку водопроводов, колодцев с подземными гидрантами проводят по графику при условии соблюдения безопасного проведения газоопасных работ.

115. Внутри обвалования группы резервуаров не рекомендуется прокладка транзитных водопроводов.

116. Системы канализации обеспечивают удаление и очистку химически загрязненных, технологических, смывных и других сточных вод, образующихся как при регламентированных режимах работы, так и в случаях аварийных выбросов. Не рекомендуют сброс этих стоков в магистральную сеть канализации без предварительной локальной очистки, за исключением тех случаев, когда организация имеет собственные очистные сооружения и магистральную сеть, предназначенную для приема таких стоков.

117. На нефтебазах предусматривают следующие системы канализации:

  • бытовую;

  • производственно-дождевую;

  • дождевую с незастроенной территории и автодорог.

118. В производственно-дождевую канализацию рекомендуют отводить:

  • подтоварные воды от отстоя нефти и нефтепродуктов;

  • воду, охлаждающую резервуары при пожаре;

  • дождевую воду с открытых площадок или обвалований;

  • балластные, промывочные, подсланевые и льяльные воды с наливных судов;

  • производственные стоки от технологического оборудования и лаборатории.

119. Сеть производственных сточных вод выполняют закрытой.

120. Не рекомендуют сбрасывать взрывопожароопасные и пожароопасные продукты в канализацию, в том числе в аварийных ситуациях.

121. Сточные воды от зачистки и пропарки резервуаров для нефти и нефтепродуктов рекомендуют отводить на очистные сооружения.

122. Задвижки на выпусках дождевой канализации с территории парков нефти и нефтепродуктов рекомендуют опломбировать в закрытом состоянии.

123. Из резервуарных парков высоковязких нефтепродуктов (гудрон, битум, парафин и т.п.) рекомендуют отводить только дождевые воды.

124. На выпусках сточных вод от группы резервуаров или одного резервуара за пределами обвалования устанавливают колодцы с задвижками и колодцы с гидравлическими затворами. Высоту столба жидкости в гидравлическом затворе принимают не менее 0,25 м. Подтоварная вода и атмосферные осадки с площадки резервуарных парков за пределы обвалования отводят по раздельным системам.

125. Не рекомендуется прямое соединение канализации загрязненных стоков с хозяйственно-бытовой канализацией без гидрозатворов. При возможности попадания в стоки взрывопожароопасных и токсичных веществ рекомендуют предусматривать средства контроля и сигнализации за их содержанием на выходе с установок (на коллекторе), а также меры, исключающие попадание этих веществ в хозяйственно-бытовую канализацию.

126. Колодцы на сети производственно-дождевой канализации содержат закрытыми в стальном или железобетонном кольце, а крышки засыпают слоем песка не менее 10 см.

127. Колодцы на сетях канализации не рекомендуют располагать под эстакадами технологических трубопроводов, в пределах отбортовок и обвалований оборудования наружных установок, содержащих взрывоопасные продукты.

128. Осмотр и очистка канализационных труб, лотков, гидрозатворов рекомендуют выполнять в соответствии с организацией безопасного проведения газоопасных работ.

129. На сети производственно-дождевой канализации колодцы с гидрозатворами устанавливают через каждые 300 м.

130. Температуру производственных сточных вод при сбросе в канализацию предусматривают не выше 40 °С.

131. Пропускную способность сооружений и сетей канализации рассчитывают на суммарный прием наибольшего производственного расхода сточных вод и 50% пожарного расхода воды, если последний больше расчетного дождевого расхода, поступающего в канализацию.

132. Меры по очистке и удалению взрывоопасных продуктов предусматривают исключение возможности образования в системе канализации взрывоопасной концентрации паров или газов.

133. На очистных сооружениях рекомендуют предусматривать устройства для измерения расходов:

  • сточных вод, поступающих на очистные сооружения;

  • очищенных сточных вод, возвращаемых для повторного использования;

  • очищенных сточных вод, подлежащих сбросу в водоем;

  • циркулирующего избыточного и активного ила;

  • воздуха, поступающего на флотацию;

  • обезвоженных нефтепродуктов, откачиваемых в производство.

134. Сооружения систем канализации рекомендуют предусматривать с резервом производительности (20% расчетного расхода).

135. На канализационной сети до и после нефтеловушек на расстоянии не менее 10 м предусматривают колодцы с гидравлическим затвором. Если для отвода нефтепродуктов устроен коллектор от нескольких нефтеловушек, то на каждом присоединении к коллектору рекомендуют устанавливать колодец с гидравлическим затвором.

136. Нефтеловушки выполняют из негорючих материалов и предусматривают закрытыми.

137. Для контроля качества сточных вод рекомендуют отбирать пробы этих вод и проводить их химический анализ.

138. Очистные сооружения сточных вод рекомендуют оснащать средствами контроля содержания паров взрывоопасных продуктов и сигнализации превышения допустимых значений.

XII. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ И РЕМОНТЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ, РЕЗЕРВУАРОВ И ТРУБОПРОВОДОВ, ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ, ТЕХНИЧЕСКИХ СИСТЕМ ОБЕСПЕЧЕНИЯ

139. Объем, периодичность и порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования, резервуаров и трубопроводов, технических систем обеспечения с учетом конкретных условий эксплуатации рекомендуют определять инструкциями.

140. При осмотре стальных резервуаров рекомендуют обращать внимание на состояние швов нижних поясов корпуса и уторного уголка резервуара. При обнаружении отпотин или трещин в сварных швах или в металле корпуса резервуар выводят из эксплуатации.

141. За осадкой основания каждого резервуара устанавливают систематическое наблюдение. В первые четыре года после ввода резервуара в эксплуатацию (или до полной стабилизации осадки основания) ежегодно проводят нивелирование окрайки днища в абсолютных отметках не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. Результаты рекомендуют заносить в журнал нивелирования окрайки днища. При недопустимой неравномерной осадке резервуар освобождают от нефтепродукта и выводят из эксплуатации.

142. В случае аварии или пожара на каждом складе рекомендуют предусматривать аварийный резервуар, освобожденный от нефтепродуктов, в который перекачивают нефтепродукты.

Вместимость аварийного резервуара выбирают не меньше вместимости наибольшего резервуара склада.

143. Зачистку железнодорожных цистерн и подготовку их к наливу осуществляют на специальных пунктах.

144. Зачистку резервуаров и тары рекомендуют производить обслуживающему персоналу или специализированной организацией.

145. Все металлические резервуары рекомендуют подвергать периодической зачистке:

  • не менее двух раз в год — для авиационного топлива;

  • не менее одного раза в 2 года — для остальных светлых нефтепродуктов и масел;

  • по мере необходимости — для мазутов.

При длительном хранении нефтепродуктов зачистку металлических резервуаров производят после их опорожнения.

Металлические резервуары, кроме того, подвергают зачистке:

  • при подготовке к ремонту;

  • при подготовке к заполнению нефтепродуктами более высокого качества, чем хранившиеся в них ранее.

146. Электрооборудование зачистных агрегатов, используемых при зачистке резервуаров, предусматривают во взрывозащищенном исполнении.

147. При зачистке резервуара из-под сернистого нефтепродукта остатки продуктов коррозии во избежание самовоспламенения сернистых соединений (пирофорное железо) поддерживают во влажном состоянии до полного их удаления из резервуара.

148. Удаление паров нефтепродуктов из резервуара до взрывобезопасной концентрации рекомендуют достигать в процессе промывки его специальными водными растворами с помощью специального оборудования для механизированной зачистки или пропаркой, а также тщательной вентиляцией (принудительной или естественной) резервуара после проведения указанных выше операций.

Вентиляцию рекомендуют не производить, если анализ пробы воздуха из резервуара не покажет превышения предельно допустимых норм содержания паров нефтепродуктов.

149. Вентиляция резервуара осуществляется при всех открытых люках. В случае принудительной вентиляции вентилятор крепят на резервуаре так, чтобы не было опасной вибрации вентилятора, и была исключена опасность попадания в резервуар захваченных вентилируемым воздухом мелких песчаных частиц, которые при столкновении с металлом дадут источник воспламенения в виде искры. Корпус вентилятора заземляют.

150. При монтаже временных трубопроводных схем, связанных с откачкой остатка, пропаркой, продувкой и промывкой с применением временных схем электроснабжения и электрооборудования, последние (переносной насос, пускатели, рубильники) предусматривают во взрывозащищенном исполнении.

151. Трубопроводы, предназначенные для пропарки, продувки, промывки и чистки резервуаров, предусматривают съемными и монтируют перед проведением этих операций. По окончании работ их демонтируют, складируют вне обвалования резервуара и защищают от дождя и снега.

152. При транспортировке нефти и нефтепродуктов не рекомендуется устранять неисправности на работающем оборудовании.

153. Ежедневно, а также перед сливом, наливом нефтепродуктов проводят осмотр сливоналивных и раздаточных устройств

154. Для поддержания молниезащитных устройств в состоянии постоянной надежности ежегодно перед началом грозового сезона рекомендуется проводить их осмотр.

Исправное состояние молниезащитных устройств рекомендуют обеспечивать при проведении периодического контроля и внеочередных осмотров.

155. Молниеотводы рекомендуют снабжать предупредительными надписями, запрещающими приближаться к ним во время грозы на расстояние менее 4 м.

156. Все ремонты молниезащитных устройств рекомендуется проводить до начала грозового периода (апрель).

157. Обслуживание приборов контроля, регулирования и автоматики осуществляют в соответствии с требованиями нормативно-технической документации по эксплуатации и обслуживанию производителей этих приборов и инструкцией организаций изготовителей.

158. Все материалы, применяемые при ремонте, подвергают входному контролю и комплектуют документами, подтверждающими требуемое качество.

159. При производстве ремонтных работ на территории нефтебаз и складов нефтепродуктов во взрывоопасных зонах рекомендуют использовать искробезопасный инструмент.

160. Газоопасные работы, связанные с подготовкой оборудования к ремонту и проведением ремонта, проводят с учетом организации безопасного проведения газоопасных работ.

161. Ремонтные работы с применением огневых работ проводят с учетом организации безопасного проведения огневых работ на взрывопожароопасных объектах.

162. При обнаружении в процессе монтажа, технического освидетельствования или эксплуатации неисправного оборудования предусматривают его вывод из эксплуатации.

163. Для подъема и перемещения тяжелых деталей и отдельного оборудования предусматривают стационарные или передвижные грузоподъемные механизмы.

164. Консервация объектов предусматривает организацию и проведение работ по безопасной остановке на длительный период.

XIII. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕБАЗ И СКЛАДОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ

165. В помещениях, связанных с перекачкой, хранением и отпуском легковоспламеняющихся нефтепродуктов, рекомендуют использовать одежду из антистатических материалов и обувь, считающуюся электропроводной (обувь с кожаной подошвой или подошвой из электропроводной резины и др.).

166. Не рекомендуется на резервуарах, цистернах оставлять предметы, которые при падении внутрь резервуара, цистерны могут вызвать искру.

167. При осмотре резервуаров, колодцев управления задвижками и других сооружений при наличии в них паров нефтепродуктов рекомендуется использовать изолирующие средства защиты органов дыхания.

168. При использовании передвижных средств для перекачки нефтепродуктов и масел при приеме, выдаче и внутрискладских операциях не рекомендуется устанавливать их в закрытых помещениях.

169. Сливоналивные эстакады оборудуют исправными откидными мостиками для переходов на цистерну. Откидные мостики в местах соприкосновения с металлической поверхностью цистерны предусматривают прокладки из неискрящего материала устойчивыми к разрушению парами нефтепродуктов.

170. Торможение цистерн башмаками, изготовленными из материала, дающего искрение, на участках слива-налива не рекомендуется.

171. Открывать и закрывать крышки люков резервуаров, железнодорожных, автомобильных цистерн рекомендуется осторожно, не допуская их падения и ударов о горловину люка.

172. Водителям, подающим автоцистерны под налив ЛВЖ, не рекомендуется находиться в одежде, способной накапливать заряды статического электричества.

173. Не рекомендуется присутствие посторонних лиц и личных автотранспортных средств в производственной зоне нефтебаз и складов нефтепродуктов.

174. Рабочие места рекомендуется укомплектовывать аптечками.

175. На все подземные коммуникации и кабельные трассы рекомендуется наносить опознавательные знаки, позволяющие определять место их расположения и назначение.

176. На нефтебазу или склад нефтепродуктов рекомендуется составлять исполнительный план коммуникаций. При осуществлении реконструкции нефтебазы или склада нефтепродуктов, размещении новых и ликвидации существующих объектов исполнительный план коммуникаций и исполнительный генеральный план передают проектной организации.

177. На входных дверях производственных помещений, на щитах наружных установок и резервуарных парках рекомендуется нанести надписи, обозначающие категории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности и классы взрывоопасных зон.

178. На территории нефтебазы (склада) рекомендуется устанавливать прибор, определяющий направление и скорость ветра.

179. Территорию нефтебазы или склада нефтепродуктов ограждают негорючей оградой по периметру нефтебазы или склада нефтепродуктов в соответствии с проектной документацией.

180. В ночное время подступы к территории нефтебаз (склада) рекомендуют освещать по всему периметру. При наличии системы охранной сигнализации рекомендации по освещению подступов к территории базы (склада) указывают в инструкции по эксплуатации системы сигнализации.

181. Перед въездом на территорию рекомендуется вывесить схему организации движения по территории организации с указанием максимальной скорости движения транспорта с условием исключения пересечения маршрутов движения въезжающего и выезжающего транспорта.

Приложение N 1
к Руководству по безопасности для нефтебаз
и складов нефтепродуктов, утвержденному
приказом Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 26 декабря 2012 г. N 777

     
Список сокращений

ГЖ — горючая жидкость

ДВК — датчики сигнализаторов довзрывных концентраций

ЛВЖ — легковоспламеняющаяся жидкость

МНПП — магистральный нефтепродуктопровод

КИП — контрольно-измерительные приборы

КИПиА — контрольно-измерительные приборы и автоматика

НКПР — нижний концентрационный предел распространения пламени

НКПВ — нижний концентрационный предел воспламенения

ПДК — предельно допустимая концентрация

ПУВ — плавающие устройства

ПСЭ — приемно-сливная эстакада

РБГ — резинотканевые рукава гладкие

РБС — резинотканевые рукава спиральные

ТЗ — топливозаправщик

Приложение N 2
к Руководству по безопасности для нефтебаз
и складов нефтепродуктов, утвержденному
приказом Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 26 декабря 2012 г. N 777

     
Термины и определения

Насосная установка — один насос или группа насосов с числом менее или равным трем, которые удалены друг от друга на расстояние не более 3 м.

Нефтебаза, склад ГСМ — комплекс зданий, сооружений, установок, предназначенный для приема, хранения, выдачи нефти и нефтепродуктов.

Источник

Понравилась статья? Поделить с друзьями:
  • Как построить военную машину из лего инструкция
  • Экзекан для кошек инструкция по применению цена отзывы
  • Руководство службы 112
  • Чистая экстра кожный антисептик инструкция по применению
  • Iqos инструкция по применению на русском языке видео