обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар.
Промежуточный резервуар заполняют по соединительному
обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр
соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм Промежуточный
резервуар оборудуется общим электроподогревом Заполнение
промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.
Объем промежуточных резервуаров принимается равным максимальной
суточной реализации нефтепродукта. Промежуточный резервуар должен быть
теплоизолирован.
Комбинированный способ целесообразно применять при суточной
реализации данного нефтепродукта более 3 т.
6.47. Для подогрева нефтепродуктов в резервуарах применяют
специальные подогревающие устройства.
6.48. Для разогрева или компенсации теплопотерь трубопроводов и
различного технологического оборудования применяют элементы
нагревательные гибкие ленточные.
6.49. Гибкие нагреватели должен обслуживать слесарь-электрик,
прошедший инструктаж по охране труда при работах, связанных с
обслуживанием электронагревательного оборудования.
Персонал, обслуживающий средства комплексного электроподогрева
вязких нефтепродуктов, должен знать схему питания нагревателей и схему
регулирования температуры; строго соблюдать режим работы нагревателя,
не допуская превышения заданной температуры, знать и соблюдать правила
охраны труда, уметь определять неполадки в работе нагревателя.
6.50. Во время работы системы электроподогрева обслуживающий
персонал следит за температурой с помощью приборов регулирования и
контроля, не допуская перегрева, при обнаружении неисправностей в
системе электронагревателя немедленно принять меры по их устранению.
В случае перегрева или других неисправностей должно быть
немедленно отключено электропитание.
Включение электроподогрева допускается только после полного
устранения неисправностей.
6.51. При эксплуатации систем электроподогрева запрещается:
производить работы на установке, находящейся под напряжением, за
исключением особых случаев, связанных с контрольно-измерительными и
поверочными операциями;
включать погружные нагреватели без блокировочного устройства;
включать нагревательные устройства с сопротивлением изоляции ниже
нормы;
производить электромонтажные работы без средств защиты от
атмосферных осадков;
включать нагревательные устройства без защитного заземления,
включать неисправную систему электроподогрева и нагреватели с
нарушенными герметизирующими покрытиями или изоляцией выводов;
ремонтировать, сматывать и устанавливать гибкие ленточные
нагреватели, находящиеся под напряжением.
6.52. В зависимости от физико-химических свойств нефтепродуктов
для их обезвоживания применяют отстаивание, отстаивание с подогревом,
отстаивание с подогревом и с использованием деэмульгаторов, продувку
воздухом, выпаривание под давлением или под вакуумом,
центрифугирование.
6.53. Наиболее эффективным способом обезвоживания высоковязких
мазутов является термохимический способ обезвоживания в резервуарах с
применением поверхностно-активных веществ (ПАВ) - деэмульгаторов.
Наиболее эффективным деэмульгатором для обезвоживания мазутов и
мазутных зачисток является кальцинированная сода зачистки - это отходы
нефтепродуктов, которые образуются в результате очистки и отмывки
резервуаров и транспортных емкостей (резервуаров, речных и морских
нефтеналивных судов, железнодорожных цистерн).
6.54. Отстой воды и загрязнений (механических примесей) в
смазочных маслах и мазутах эффективен только при нагреве до 70 - 90
град. С. При нагреве выше 100 град. С возможно вскипание воды,
находящейся в нефтепродукте.
Отстой необходимо производить при выключенных подогревателях.
6.55. Обезвоживание масел отстоем при повышенной температуре
можно применять не для всех сортов масел, т.к. при высоких
температурах кислотное число может повыситься сверх нормы. Запрещается
обезвоживание (осветление) этим методом масел типа трансформаторных и
турбинных.
6.56. Обезвоживание масел продувкой воздухом можно применять по
соответствующей инструкции в тех случаях, когда кислотное число выше
0,15 мг КОН на 1 г масла.
6.57. Для обезвоживания нефтепродуктов на предприятии необходимо
иметь специальное оборудование - отстойники периодического действия,
вертикальные цилиндрические резервуары с коническим дном,
горизонтальные с промежуточными ярусами, с наклонными перегородками,
вертикальные с коническими тарелками, многоярусные с промывкой осадка
и др.
6.58. Хранение нефтепродуктов в таре осуществляют в специально
оборудованных складских зданиях, под навесом и на открытых площадках.
Способ хранения принимают в зависимости от климатических условий,
физико-химических свойств хранимых нефтепродуктов, вида тары.
Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов с температурой
вспышки 45 град. С и ниже, а также нефтепродуктов в деревянной таре на
открытых площадках не допускается.
Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов под навесом может
быть допущено в исключительных случаях, при соответствующем
обосновании. Вид тары для хранения нефтепродукта должен
соответствовать требованиям стандарта.
6.59. Горючие нефтепродукты в таре допускается хранить в
одноэтажных подземных сооружениях. На предприятиях IIIв категории с
общим объемом резервуаров до 20000 куб. м включительно допускается
хранить нефтепродукты с температурой вспышки выше 120 град. С в
количестве до 60 м в подземных сооружениях из сгораемых материалов при
условии засыпки этих сооружений слоем земли (с уплотнением) толщиной
не менее 0,2 м и устройства пола из несгораемых материалов.
6.60. Предприятия, затаривающие нефтепродукты в металлические
бочки, должны оснащаться автоматизированными и механизированными
средствами по обработке бывшей в употреблении транспортной тары
(очистка, пропарка, промывка, просушка, проверка на герметичность и
окраска), а также оборудованием по производству мелкого и среднего
ремонта.
6.61. Вновь изготовляемая металлическая тара должна иметь
внутреннее маслобензостойкое и паростойкое защитное покрытие,
обеспечивающее электростатическую искробезопасность.
Допускается по согласованию с потребителем затаривать
нефтепродукты в тару разового использования, не имеющую внутреннего
защитного покрытия.
6.62. После налива нефтепродуктов тара должна быть снаружи чистой
и сухой, за исключением тары, покрытой консервационными смазками.
Нефтепродукты, поставляемые в районы Крайнего Севера, должны
упаковываться согласно стандарту.
6.63. Складские здания и площадки для хранения нефтепродуктов в
таре должны быть оснащены средствами механизации для
погрузочно-разгрузочных и транспортных операций.
6.64. Капитальные сооружения (хранилища) для хранения
нефтепродуктов в таре должны иметь:
подъездные пути для автомобилей и механических погрузчиков;
эстакады для погрузки (выгрузки) тарных нефтепродуктов из
железнодорожных вагонов;
систему вентиляции, обеспечивающую 2 - 3-кратный обмен воздуха;
не менее двух дверей (ворот).
Окна складских зданий (хранилищ) должны быть оборудованы
металлическими решетками; стекла на солнечной стороне окрашиваются в
белый цвет.
Полы в хранилищах должны быть выполнены из негорючих материалов,
иметь уклоны для стока разлитых нефтепродуктов в специальные
приемники.
Хранилища должны быть оборудованы средствами механизации для
работ по погрузке (выгрузке), необходимыми контрольно-измерительными
приборами и приспособлениями.
Стеллажи и штабеля с затаренными нефтепродуктами должны быть
пронумерованы и установлены с учетом обеспечения свободного доступа к
таре и применения необходимых средств механизации.
В хранилищах должна иметься следующая документация:
план хранилища со схемой размещения стеллажей и штабелей;
картотека на хранимые нефтепродукты;
инструкции для обслуживающего персонала.
6.65. Металлические бочки следует хранить в положении лежа
(наливное отверстие расположено на цилиндрической образующей бочки) и
стоя (отверстие расположено в дне).
Бочки укладываются в штабеля не более пяти ярусов. Бочки нижнего
яруса должны укладываться на деревянные подкладки толщиной не менее
100 мм.
6.66. Порожняя металлическая и деревянная тара, бывшая в
употреблении и загрязненная нефтепродуктами, должна храниться на
открытых площадках.
Количество ярусов порожних бочек по высоте - не более четырех.
Горловины бочек должны быть закрыты пробками, а у бочек со съемным
дном должна быть приклеена прокладка, установлены съемное дно и
стяжной обруч.
6.67. Складские помещения, в которых нормами технологического
проектирования температура внутреннего воздуха не нормируется или
допускается ниже 0 град. С, могут не отапливаться.
6.68. Электротехнические установки и осветительная сеть в
складских помещениях должны отвечать требованиям правил устройства
электроустановок (ПУЭ).
Не допускается транзитная открытая прокладка проводов и кабелей
через складские, помещения.
6.69. Погрузку и выгрузку грузов, поступающих железнодорожным и
автомобильным транспортом, выполняют на закрытых, с навесом или
открытых грузовых платформах, исходя из требований технологии хранения
грузов и защиты их от атмосферных воздействий.
Длина и ширина грузовых платформ для выгрузки и погрузки тарных
нефтепродуктов в железнодорожный и автомобильный транспорт должны
соответствовать грузообороту, вместимости хранилища, а также габаритам
применяемых транспортных средств.
6.70. В тарных хранилищах запрещается отпускать нефтепродукты,
хранить укупорочные материалы, пустую тару и другие посторонние
предметы. Вокруг тарного хранилища необходимо иметь отмостки и
водоотводные каналы с уклоном для стока воды. Водоотводные лотки,
трубы, отмостки должны содержаться исправными и периодически
очищаться.
6.71. Тарные хранилища должны ежесуточно осматриваться
ответственным работником нефтебазы. При осмотре проверяется состояние
укупорки тары. При наличии течи принимаются меры к ее устранению.
VII. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЗДАНИЙ, СООРУЖЕНИЙ И ОБОРУДОВАНИЯ
7.1. Запрещается эксплуатация зданий, сооружений и оборудования в
неисправном состоянии, а также при рабочих параметрах, выше
установленных паспортами на них либо другими нормативными документами.
7.2. Режим работы, техническое обслуживание и ремонт зданий,
сооружений и оборудования должны осуществляться в строгом соответствии
с требованиями настоящих Правил и других нормативно-технических
документов на них.
7.3. Для технологического оборудования, применяемого для приема,
хранения и отпуска нефтепродуктов, проектной организацией (при
проектировании нового строительства либо при реконструкции нефтебазы)
должен устанавливаться допустимый срок службы (ресурс), а для
технологических трубопроводов и запорной арматуры - расчетный срок
эксплуатации, что должно отражаться в проектной документации и в
паспорте нефтебазы.
7.4. Пуск в эксплуатацию зданий, сооружений и оборудования
осуществляется комиссией под председательством главного инженера
нефтебазы (руководителя нефтебазы) после необходимых испытаний и
проверки соответствия их проекту либо требованиям изготовителя.
7.5. Изменения в конструкции зданий и сооружений допускается
вносить по согласованию с организацией - разработчиком проекта либо по
изготовленному вновь проекту на реконструкцию (модернизацию), а по
оборудованию - с изготовителем оборудования.
7.6. Не допускается согласно правилам проектирования размещать
помещения класса Ф5 категорий А и Б (в т.ч. насосные, разливочные,
расфасовочные, узлы задвижек и т.п.) под помещениями, предназначенными
для одновременного пребывания более 50 чел., а также в подвальных и
цокольных этажах.
7.7. Эксплуатация резервуаров, их техническое обслуживание,
ремонт и приемка новых резервуаров должны осуществляться в
соответствии с требованиями правил технической эксплуатации
резервуаров и инструкции по их ремонту.
7.8. Эксплуатирующиеся резервуары должны:
соответствовать проекту;
иметь технический паспорт;
быть оснащены комплектом оборудования, предусмотренным проектом;
иметь порядковые номера, четко написанные на корпусе согласно
технологической схеме резервуарного парка, номер заглубленного
резервуара должен быть указан на специально установленной табличке;
должны иметь базовую высоту (высотный трафарет) - расстояние по
вертикали от днища резервуара до верхнего края замерного люка или
замерной трубы в постоянной точке измерения, величину базовой высоты
следует проверять ежегодно с оформлением акта, утверждаемого
руководителем нефтебазы.
7.9. Размещение резервуаров в резервуарных парках осуществляется
по проекту, разработанному проектной организацией.
Площадки для размещения резервуаров при новом строительстве,
расширении резервуарных парков либо при замене резервуаров следует
выбирать с учетом:
- качества и состояния грунтов, залегающих в основаниях площадки;
- климатических и сейсмических условий района, в котором
расположена нефтебаза;
- состояния грунтовых вод и их химического состава;
- допустимых нагрузок на грунты;
- типа основания, который необходимо установить;
- проведенных геологических изысканий.
7.10. Основание резервуара должно быть защищено от размыва
атмосферными водами, обеспечивать беспрепятственный их отвод.
7.11. Нижняя часть вертикальных резервуарных емкостей (окрайка
днища) должна систематически очищаться. Не допускается погружение ее в
грунт основания и скопление атмосферных осадков по контуру резервуара.
7.12. Не допускается эксплуатация вертикальных резервуаров, у
которых разность отметок соседних точек окрайки днища на расстоянии 6
м более 50 мм, а разность отметок диаметрально противоположных точек -
150 мм.
7.13. По периметру каждой группы наземных резервуаров должно быть
замкнутое земляное обвалование шириной по верху не менее 0,5 м или
ограждающая стена из негорючих материалов, рассчитанные на
гидростатическое давление разлившейся жидкости.
Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы
резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема
разлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальной
вместимостью до 10 000 куб. м и 1,5 м для резервуаров вместимостью 10
000 куб. м и более.
Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов
обвалования или до ограждающих стен следует принимать не менее 3 м от
резервуаров вместимостью до 10 000 куб. м и 6 м - от резервуаров
вместимостью 10 000 куб. м и более.
Группа из резервуаров вместимостью 400 куб. м и менее, общей
вместимостью до 4000 куб. м, расположенная отдельно от общей группы
резервуаров (за пределами ее внешнего обвалования), должна быть
ограждена сплошным земляным залом или стеной высотой 0,8 м при
вертикальных резервуарах и 0,5 м при горизонтальных резервуарах.
Расстояние от стеной этих резервуаров до подошвы внутренних откосов
обвалования не нормируется.
7.14. В местах переходов через обвалования или ограждающую стену
должны быть предусмотрены лестницы-переходы: не менее четырех для
группы резервуаров и не менее двух для отдельно стоящих резервуаров.
7.15. При производстве ремонтных работ внутри обвалования
допускается устройство переездов через обвалование путем подсыпки либо
нарушение обвалования.
С начала и до окончания ремонтных работ внутри обвалования
запрещаются технологические операции по перекачке нефти и
нефтепродуктов из резервуаров, расположенных в данном обваловании. При
производстве работ с открытым огнем резервуары освобождаются от
хранимых нефти и нефтепродуктов.
При завершении ремонтных работ обвалование должно быть очищено от
подсыпанного для переезда грунта и восстановлено, если было нарушено.
Без выполнения настоящего требования эксплуатация резервуаров не
допускается.
7.16. Внутри обвалования резервуаров не допускается поросль
деревьев и кустарников. Ежегодно обслуживающим персоналом производится
работа по очистке от сухой травы, поросли деревьев и кустарников в
резервуарном парке в границах обвалования.
7.17. Внутри обвалования резервуаров не допускается временное и
постоянное складирование оборудования, вспомогательных материалов,
запасных частей и пр., кроме как на период производства ремонтных
работ.
7.18. Ремонт резервуара осуществляется в соответствии с планом
производства работ, составленным производителем работ и утвержденным
главным инженером (директором) нефтебазы.
7.19. Подготовительные работы включают: освобождение резервуара
от нефти (нефтепродуктов), зачистку его, вентилирование, замеры
состояния воздушной среды, подбор, расстановку кадров, обеспечение
инструментом и специальной оснасткой, обеспечение спецодеждой и
специальной обувью, назначение ответственных за организацию и
производство работ, организацию инструктажа при производстве
газоопасных и ремонтных работ.
7.20. Меры пожарной безопасности и безопасных условий труда
определяются исходя из конкретных условий производства газоопасных и
ремонтных работ, при условии строго исполнения действующих норм и
правил по пожарной безопасности и охране труда.
7.21. Ремонт резервуаров с ведением огневых работ может быть
начат только после оформления наряда-допуска на выполнение работ
повышенной опасности и акта о готовности проведения ремонта резервуара
с ведением огневых работ.
7.22. После производства ремонтных работ резервуар проходит
испытание на герметичность и прочность.
7.23. Перед производством испытаний производитель ремонтных работ
представляет владельцу резервуара техническую документацию на
выполненные работы:
документы (либо их копии) на примененные стальные конструкции,
удостоверяющие качество металла и сварочных материалов;
данные о сварочных работах, проведенных при ремонтных работах, и
результаты проверки качества сварных соединений;
акты на скрытые работы по ремонту фундаментов и устройству
изолирующего слоя.
При ремонте понтона (плавающей крыши) дополнительно
представляется документация на ремонт уплотняющего затвора.
7.24. При ремонте фундамента (основания) резервуара проверяются
допустимые отклонения резервуара в соответствии с п. 6.2.5 настоящих
Правил.
7.25. Герметичность швов днища проверяют специальным
оборудованием, а швов прочих частей резервуаров - керосином.
7.26. Испытания резервуаров на прочность проводят на расчетную
гидравлическую нагрузку водой.
Перед проведением гидравлического испытания устанавливается
граница опасной зоны, внутри которой не допускается нахождение людей в
процессе проведения испытания; персонал, участвующий в испытании,
должен пройти инструктаж.
Гидравлические испытания рекомендуется проводить при температуре
окружающего воздуха не ниже +5 градусов по С. При производстве
испытания в зимнее время должны быть приняты меры по предотвращению
замерзания воды.
Резервуар считается выдержавшим испытание, если в течение 24
часов на поверхности корпуса резервуара или по окрайкам днища не
появилась течь и уровень воды не снизился.
7.27. При обнаружении мелких дефектов (свищи, отпотины)
проводится их устранение при пустом резервуаре, после чего они
проверяются на герметичность в соответствии с п. 6.2.18 настоящих
Правил.
7.28. Гидравлические испытания резервуаров с понтонами
(плавающими крышами) необходимо проводить до установки уплотняющих
затворов. При этом необходимо в резервуарах с плавающими крышами
тщательно наблюдать за работой подвижной лестницы, дренажного
устройства и другого оборудования. Скорость подъема (опускания)
понтона или плавающей крыши при гидравлических испытаниях не должна
превышать эксплуатационную. В начальный период наполнения резервуара
водой необходимо следить через смотровой люк за подъемом понтона.
Движение понтона (плавающей крыши) должно быть плавное, без
заеданий, рывков, шума и попадания жидкости на поверхность понтона.
7.29. При приемке из ремонта резервуаров с металлическими или
синтетическими понтонами либо при ремонте понтона необходимо
проверить:
величину зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и
плотность прилегания кольцевого затвора, затворов направляющих труб,
труб ручного замера уровня, сниженного пробоотборника ПСР и
центральной стойки;
состояние швов и материалов ковра (непровары, разрывы, трещины,
посторонние включения, расслоения и вздутия не допускаются);
состояние коробов, поплавков;
наличие заземления;
крепление секций затвора с кольцом жесткости.
7.30. Для вертикальных стальных цилиндрических резервуаров
предусматривается следующее оборудование:
дыхательные клапаны, предохранительные клапаны, огневые
предохранители;
приборы контроля и сигнализации;
противопожарное оборудование;
приемо-раздаточные патрубки и хлопушки;
сифонный водоспускной кран;
люки - лазы;
люки световые, люки замерные;
вентиляционные патрубки.
7.31. Горизонтальные резервуары оснащаются дополнительно
стационарно встроенным оборудованием:
подогревателями нефтепродуктов, лестницами;
измерительными трубами и другими необходимыми устройствами.
7.32. Оборудование и арматура должны подвергаться
профилактическому осмотру в следующие сроки:
дыхательный клапан - не реже двух раз в месяц в теплое время года
и не реже одного раза в 10 дней при отрицательной температуре
окружающего воздуха;
предохранительный гидравлический клапан - не реже двух раз в
месяц в теплое время года и не реже одного раза в 10 дней при
отрицательной температуре окружающего воздуха;
огневой предохранитель - при положительной температуре воздуха -
один раз в месяц, а при отрицательной - один раз в 10 дней;
вентиляционный патрубок - один раз в месяц;
пенокамеры и пеногенераторы - один раз в месяц;
прибор для измерения уровня и отбора средней пробы, ограничитель
уровня - не реже одного раза в месяц;
приемо-раздаточные патрубки - каждый раз при приеме-отпуске, но
не реже двух раз в месяц;
перепускное устройство на приемо-раздаточном патрубке - каждый
раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц;
задвижки (запорные) - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже
двух раз в месяц;
люк замерный, люк световой - при каждом пользовании, но не реже
одного раза в месяц (люки световые без вскрытия);
сифонный кран - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух
раз в месяц.
Результаты осмотра устраненные неисправности оборудования и
арматуры резервуаров заносят в журнал осмотра.
7.33. Для обеспечения нормальной работы дыхательных клапанов в
зимний период года необходимо регулярно очищать их от инея, слой
которого может достигать нескольких сантиметров и может привести к
примерзанию тарелок к седлам и перекрытию сечения клапана. В таких
случаях осмотр и очистку клапанов необходимо производить через 3 - 4
дня, а иногда и чаще в зависимости от минимальной температуры
окружающего воздуха и условий эксплуатации.
7.34. Резервуары, которые в холодный период года заполняются
нефтепродуктами с температурой ниже 0 град. С, следует оснащать не
примерзающими дыхательными клапанами.
7.35. Специальные средства для сокращения потерь нефтепродуктов
должны применяться в соответствии с проектной документацией и на
основе технико-экономического обоснования.
Пропускная способность дыхательной арматуры должна определяться в
зависимости от максимальной подачи нефтепродукта при заполнении или
опорожнении резервуара с учетом температурного расширения
паровоздушной смеси, а также с учетом пропарки резервуара.
7.36. Резервуары должны периодически зачищаться:
не менее двух раз в год - для реактивного топлива, авиационных
бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов;
не менее одного раза в два года - для масел, автомобильных
бензинов, дизельных топлив, парафинов и других аналогичных им по
свойствам нефтепродуктов.
Резервуары для мазутов, моторных топлив, присадок и других
аналогичных по свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере
необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной
эксплуатации резервуаров и оборудования.
7.37. Резервуары зачищают при необходимости смены сорта
хранящегося нефтепродукта; освобождения от отложений, высоковязких
осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды; для
подготовки к ремонтным работам, а также при проведении полной
комплексной дефектоскопии.
7.38. Зачистку резервуаров от остатков нефтепродуктов следует
производить с применением специальных средств или устройств, которые
должны отвечать требованиям пожарной безопасности.
7.39. Зачистка резервуаров должна выполняться в соответствии с
графиком зачистки резервуаров, утвержденным главным инженером
нефтебазы в установленном порядке.
7.40. На осуществление работ по очистке резервуара оформляется
наряд-допуск на выполнение работ повышенной опасности по установленной
форме.
7.41. В зависимости от назначения зачистки резервуара его
дегазацию необходимо обеспечивать до содержания паров нефтепродуктов:
0,1 г/м3 - для резервуаров из-под бензинов перед их ремонтом с
применением огневых работ и другими работами, связанными с пребыванием
работников в резервуаре без защитных средств;
не более 2,0 г/м3 - при выполнении огневых работ без пребывания
работников внутри резервуара;
не более 8,0 г/м3 - для резервуаров из-под светлых нефтепродуктов
перед их осмотром, ремонтом (без применения огневых работ),
окрашиванием, градуировкой с доступом работников внутрь резервуара (в
защитных средствах);
не более 12,5 г/м3 - при выполнении указанных работ без доступа
работников внутрь резервуара.
Работы, связанные с пребыванием работников внутри резервуара,
рекомендуется выполнять при наличии вытяжной вентиляции.
7.42. Бригада может приступить к работе внутри резервуара в
присутствии ответственного лица только после получения наряда-допуска.
Перед допуском рабочих в резервуар производится контрольный анализ
воздуха на содержание в нем паров нефтепродуктов и других газов.
Результаты анализа оформляются справкой по форме (приложение N 5),
которая должна храниться совестно с корешком наряда-допуска на
производство работ.
7.43. По окончании зачистных работ составляется акт (приложение N
6).
7.44. Работы по антикоррозионной защите наружной и внутренней
поверхностей резервуаров выполняются в соответствии со специальными
инструкциями по нанесению защитных покрытий.
Материалы, применяемые при антикоррозионной защите, должны быть
стойкими к атмосферному воздействию (наружная защита) и стойкими к
воздействиям нефтепродуктов, а также не ухудшать качество хранимых
нефтепродуктов (внутренняя защита).
7.45. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат
периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их
технического состояния.
Обследование и дефектоскопию резервуаров выполняют бригады,
имеющие лицензию на право выполнения данного вида работ,
подготовленные к выполнению этих работ и оснащенные необходимыми
приборами и инструментами.
По результатам обследования и комплексной дефектоскопии
составляется заключение об остаточном ресурсе, техническом состоянии
резервуара, его пригодности к ремонту и условиях дальнейшей
эксплуатации.
7.46. В состав технологических трубопроводов входят трубопроводы,
соединительные детали трубопроводов, запорная, регулирующая и
предохранительная арматура, узлы учета и контроля,
фильтры-грязеуловители и другие устройства.
7.47. Технологические трубопроводы могут быть проложены наземно и
подземно в соответствии с разработанным проектом.
7.48. Наземные трубопроводы прокладываются на несгораемых опорах.
Высота прокладки трубопроводов по территории нефтебазы должна отвечать
местным условиям, но при пересечении пешеходных дорожек и тротуаров
должна быть не менее 2,2 м, автодорог - 4,5 м, железнодорожных путей -
6 м.
При пересечении высокими эстакадами железнодорожных путей и
автодорог расстояние по горизонтали от грани ближайшей опоры эстакады
должно быть не менее 3,45 м до железнодорожного пути нормальной колеи
и 1 м до бордюра автодороги.
В наземном исполнении допускается применять трубопроводы со
специальными стыковыми соединительными приспособлениями, а также
трубопроводы из пластических материалов, обеспечивающих необходимую
механическую, химическую и температурную стойкость и не влияющих на
качество перекачиваемых нефти и нефтепродуктов.
7.49. Запорная, регулирующая, предохранительная арматура должна
размещаться в местах, удобных и легкодоступных для управления и
обслуживания, а арматура, установленная на трубопроводах для
легковоспламеняющихся и токсичных нефтепродуктов, должна быть
стальной.
Допускается применение арматуры из чугуна с учетом следующего:
из ковкого чугуна в пределах рабочих температур среды не ниже
минус 30 град. С и не выше 150 град. С при давлении среды не выше 1,6
МПа;
из серого чугуна в пределах рабочих температур среды не ниже
минус 10 град. С и не выше 100 град. С при давлении среды не выше 0,6
МПа.
Задвижки, установленные на приемо-раздаточных патрубках
резервуаров, должны быть стальными независимо от хранимого
нефтепродукта.
7.50. Запорная арматура, для открытия которой требуются
значительные усилия, должна быть снабжена механическим или
электрическим приводом.
7.51. В местах установки арматуры и сложных трубопроводных узлов
массой более 50 кг, требующих периодической разборки, должны быть
предусмотрены переносные или стационарные средства механизации для
монтажа и демонтажа арматуры.
7.52. В качестве запорной арматуры для трубопроводов могут
применяться затворы, задвижки, вентили и краны для нефти и
нефтепродуктов.
7.53. Размещение арматуры, фланцевых и резьбовых соединений
компенсаторов и дренажных устройств на участках трубопроводов,
расположенных над (под) пешеходными дорожками и тротуарами,
автодорогами, железнодорожными путями, не разрешается.
7.54. В местах прохода обслуживающего персонала через
трубопроводы следует предусматривать переходные площадки либо мостики.
7.55. Ремонт на трубопроводе допускается только после полного
освобождения его от нефтепродукта и отключения от действующих
трубопроводов.
7.56. Для компенсаций температурных деформаций рекомендуется
использовать линзовые, волнистые или сильфонные компенсаторы. Повороты
рекомендуются выполнять под углом 90 град. Тип компенсатора
определяется расчетным путем.
7.57. Углы пересечения трубопровода с железными и автомобильными
дорогами должны предусматриваться, как правило, 90 град., но не менее
60 град. При обосновании допускаются уменьшенные углы пересечения до
45 град.
7.58. Подземные трубопроводы для нефтепродуктов должны быть
сварными. Арматура и фланцевые соединения устанавливаются в подземных
камерах либо колодцах, которые располагаются с внешней стороны
обвалования резервуаров.
Прокладка трубопроводов под и над зданиями и сооружениями и
установками не допускается.
Подземные трубопроводы должны быть проложены на глубине не менее
0,8 м от планировочной отметки земли до верха трубы.
Трубопроводы с замерзающими средами должны быть на 0,1 м ниже
глубины промерзания грунта до верха трубы.
7.59. На пересечениях с внутрибазовыми железнодорожными путями,
автомобильными дорогами и проездами подземные трубопроводы должны быть
проложены в футляр из стальных труб, диаметр которых на 100 - 200 мм
больше наружных диаметров прокладываемых в них трубопроводов, а концы
труб должны выступать на 2 м в каждую сторону от крайнего рельса или
края проезжей части автодороги. Концы футляров должны быть заделаны и
не допускать доступ воды во внутрь футляра. На участках трубопроводов,
заключаемых в защитные футляры, должно быть минимальное число сварных
стыков.
Глубина заложения от верха стальных футляров должна быть не менее
1 м до подошвы шпалы, а под автодорогами и проездами - не менее 0,8 м
до поверхности дорожного покрытия.
7.60. Уклоны подземных трубопроводов должны быть:
для легковоспламеняющихся нефтепродуктов - 0,002 - 0,003;
для горючих нефтепродуктов - 0,005;
для высоковязких и застывающих нефтепродуктов - 0,02.
7.61. Наружная поверхность стальных трубопроводов должна быть
надежно защищена от коррозии, вызываемой воздействием окружающей
среды, и иметь защиту от блуждающих токов.
7.62. Перед началом эксплуатации технологические трубопроводы
надежно заземляются.
При наличии во фланцевых соединениях трубопроводов болтов и шайб
из диэлектрических материалов либо окрашенных неэлектропроводными
красками на них должны быть установлены электропроводные металлические
перемычки, обеспечивающие заземление через заземленные резервуары.
7.63. Распорядительным документом по нефтебазе назначаются
ответственные за безопасную эксплуатацию трубопроводов.
7.64. В период эксплуатации все технологические трубопроводы
должны подвергаться тщательному осмотру ответственными за их
безопасную эксплуатацию. Срок осмотра устанавливается руководством
нефтебазы, но не реже чем через каждые 12 месяцев.
Осмотр трубопроводов, подверженных вибрации, а также фундаментов
под опоры и эстакады для этих трубопроводов следует проводить не реже
одного раза в квартал. Выявленные при этом дефекты устраняются.
7.65. Технологические трубопроводы должны подвергаться
периодической ревизии. Сроки проведения ревизии устанавливает
администрация нефтебазы в зависимости от их износа, срока
эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизий, но не реже
одного раза в три года для трубопроводов, транспортирующих
нефтепродукты, и не реже одного раза в шесть лет для остальных.
7.66. При ревизии технологических трубопроводов производят
наружный и внутренний осмотр. При наружном осмотре необходимо
проверить состояние сварных швов и фланцевых соединений, включая
крепеж, герметичность всех соединений, состояние опорных конструкций
фундаментов и подвесок, правильность работы подвижных опор, состояние
и работу компенсирующих устройств, состояние дренажных устройств,
арматуры.
При внутреннем осмотре проверяют наличие коррозии, трещин,
уменьшение толщины стенок труб и деталей трубопроводов, прокладок,
сварных швов фланцев, арматуры, а также сопрягающихся поверхностей
фланцев и арматуры.
Результаты осмотра оформляют актом. Все обнаруженные дефекты
должны быть устранены с соблюдением необходимых мер по охране труда и
требований к ведению огневых работ.
7.67. Прочность технологических трубопроводов проверяют
гидравлическими испытаниями не реже одного раза в три года. Кроме
того, испытания проводят после монтажа, ремонта, связанного со
сваркой, после консервации или простоя более одного года, после
разборки, связанной с единичной заменой прокладок арматуры или
элемента трубопровода.
Давление испытания стальных трубопроводов устанавливается:
при рабочем давлении до 0,5 МПа - 1,5 Рраб, но не менее 0,2 МПа:
при рабочем давлении выше 0,5 МПа - 1,25 Рраб, но не менее Рраб +
0,3 МПа.
Трубопровод выдерживают под указанным давлением в течение 5 мин.,
после чего давление снижают до рабочего.
Результаты считают удовлетворительными, если во время испытания
не произошло падение давления по манометру, а в сварных швах,
фланцевых соединениях и сальниках не обнаружены течи и отпотины.
7.68. На технологические трубопроводы, по которым
транспортируются легковоспламеняющиеся жидкости (бензин, керосин),
должны быть составлены паспорта (приложение N 7), на остальные
технологические трубопроводы должны быть заведены эксплуатационные
журналы, в которых должны отражаться даты и данные о проведенных
ревизиях и ремонте.
7.69. Сооружения нефтебазового хозяйства, предназначенные для
слива нефтепродуктов из железнодорожных вагоноцистерн, нефтеналивных
судов, автомобильных цистерн; а также для налива в железнодорожные
вагоноцистерны, нефтеналивные суда, автоцистерны, бочки и для
внутрибазовых перекачек (далее - насосные станции).
Посредством насосных станций допускается выполнение операций по
зачистке железнодорожных вагоноцистерн и резервуаров от остатков
нефтепродуктов и расфасовки нефтепродуктов в мелкую тару.
Технологическая обвязка насосных агрегатов, трубопровода и устройства
налива должна быть выполнена по постоянной схеме.
7.70. Насосные станции могут быть открытого исполнения и
закрытого исполнения.
Насосная станция открытого исполнения - сооружение в виде навеса
либо сооружение, имеющее продуваемое помещение, ограниченное не более
чем тремя стенами.
Насосная станция закрытого исполнения - сооружение, имеющее
закрытое, не продуваемое помещение, оснащенное приточно-вытяжной
вентиляцией.
Допускается для слива-налива нефтепродуктов устройство отдельно
стоящих насосных агрегатов на открытом воздухе на площадке, если
конструкции насоса и электродвигателя позволяют эксплуатацию на
открытом воздухе. Все движущие части насосного агрегата должны быть
надежно защищены ограждающими конструкциями.
7.71. Ограничение скорости налива нефтепродуктов до безопасных
пределов должно обеспечиваться перепуском части нефтепродукта во
всасывающий трубопровод насоса.
7.72. Узлы задвижек следует размещать вне здания (навеса,
площадки) на расстоянии не менее 3 метров от стены здания с проемами,
и не менее 1 м - от стены здания без проемов насосной станции и 5
метров - от границы площадки или навеса.
На всасывающих и нагнетательных трубопроводах насосных агрегатов
следует устанавливать аварийные задвижки вне здания (навеса,
площадки), насосной станции на расстоянии 10 - 15 метров. В качестве
аварийных могут служить задвижки у сливоналивных устройств или на
технологических трубопроводах, если они расположены на расстоянии не
более 50 метров от насосной станции.
7.73. Размещение насосов, пунктов контроля и управления, средств
автоматического управления технологическими процессами необходимо
предусматривать в соответствии с требованиями нормативной
документации.
7.74. При установке насосов для перекачки нефтепродуктов с
различной температурой вспышки в одном помещении это помещение и все
оборудование должны соответствовать требованиям, предъявляемым к
перекачке нефтепродуктов с наиболее низкой температурой вспышки.
7.75. Валы, соединяющие двигатели с насосами в местах прохода
через стены, следует предусматривать в футлярах из стальных труб на
всю толщину стены (перегородки) с устройством сальников из несгораемых
материалов, обеспечивающих их герметичность.
Не допускается применять плоскоременные передачи в помещении, где
установлены насосы для перекачки легковоспламеняющихся жидкостей.
7.76. Насос и двигатель, включая редуктор, считаются одним
агрегатом. Каждый агрегат насосной станции должен иметь порядковый
номер в соответствии с технологической схемой нефтебазы, утвержденной
главным инженером. На двигатель, насос и редуктор наносят стрелки,
указывающие направление вращения, а на пусковое устройство - надписи
"Пуск" и "Стоп".
7.77. На каждый насосный агрегат ведется паспорт (формуляр), в
который заносят данные учета его работы, объем производимого ремонта.
Паспорт (формуляр) заполняет ответственный за эксплуатацию насосных
агрегатов.
7.78. Для подъема и перемещения в насосных станциях и на узлах
задвижек технологического оборудования рекомендуется применять:
для грузов массой до 0,5 т - переносные треноги или монорельсы с
передвижными талями (ручными);
для грузов массой от 0,5 до 2 т - монорельсы с передвижными
талями (ручными);
для грузов массой более 2 т, находящихся на открытых площадках, -
краны мостовые подвесные или опорные.
Запрещается использовать фундаменты насосных агрегатов в качестве
опоры для грузоподъемных устройств.
7.79. Технологические трубопроводы в насосных станциях
укладываются в лотках. В местах прохода технологического трубопровода
через внутренние перегородки и стены насосных станций следует
предусматривать уплотняющие устройства.
Гидравлические испытания трубопровода обвязки насосных агрегатов
после монтажа или ремонта необходимо осуществлять согласно требованиям
подраздела 6.3.
7.80. В насосных станциях ширина проходов между выступающими
частями насосных агрегатов должна быть не менее 1 м; при установке
насосов шириной до 0,6 м и высотой до 0,5 м ширину проходов
допускается уменьшить до 0,7 м. При двухрядном расположении насосов
ширина прохода между рядами должна быть не менее 1,5 м.
В проходах между насосными агрегатами запрещается любое
складирование либо загромождение.
7.81. Во избежание разрушения фундаментов нефтепродуктами насосы
должны быть установлены на металлических поддонах с бортами или
оснащены другими нефтеулавливающими средствами, предотвращающими
загрязнение нефтепродуктами.
7.82. Полы и лотки в насосных станциях должны изготовляться из
материалов, непроницаемых для нефтепродуктов и не впитывающих их, и
иметь уклон в сторону приемника стоков. Лотки и поддоны насосных
агрегатов должны соединяться с резервуаром для сбора нефтепродуктов
либо с канализацией для отвода нефтепродуктов.
7.83. Монтаж, наладку, испытание насосных агрегатов следует
производить согласно разработанному проекту и инструкциям
заводов-изготовителей.
7.84. Техническое обслуживание и ремонт насосных агрегатов
необходимо проводить в соответствии с графиком
планово-предупредительных осмотров и ремонтов, утвержденным главным
инженером нефтебазы.
Выполнение работ по обслуживанию и ремонту насосных агрегатов
следует осуществлять после оформления наряда-допуска на проведение
работ повышенной опасности.
7.85. В насосной станции на видном месте должны быть вывешены
следующие документы:
инструкции по эксплуатации насосных агрегатов;
инструкции по охране труда;
инструкции по пожарной безопасности;
график планово-предупредительных ремонтов насосных агрегатов на
текущий год;
технологическая схема обвязки насосных агрегатов, подсоединения
их к трубопроводам и объектам перекачки нефтепродуктов;
схема электрической части насосной.
7.86. За эксплуатацию насосных агрегатов назначается
распорядительным документом по нефтебазе ответственный.
Ответственный за эксплуатацию насосных агрегатов должен
своевременно заносить данные по учету работы насосных агрегатов.
7.87. Обслуживающий персонал ежесменно ведет журнал эксплуатации
насосных агрегатов (приложение 8).
7.88. Помещения насосных станций по перекачке нефтепродуктов
оснащаются приборами сигнализации загазованности воздушной среды и
приборами пожарной сигнализации.
7.89. Насосные агрегаты оснащаются приборами контроля, защиты и
блокировки в соответствии с утвержденными проектами и требованиями
заводов-изготовителей.
7.90. В процессе работы насосных агрегатов за ними должен быть
установлен постоянный контроль со стороны обслуживающего персонала.
При обнаружении неисправностей, нарушающих нормальный режим
работы насосного агрегата, последний должен быть остановлен.
При аварийной остановке насосного агрегата из-за обнаружения
неисправностей необходимо выяснить причину и до ее устранения не
производить его запуск.
О всех случаях аварийной остановки насосного агрегата
обслуживающий персонал немедленно докладывает непосредственному
руководителю либо старшему по смене с внесением соответствующих
записей в журнал по эксплуатации насосных агрегатов.
7.91. При выводе в ремонт насосного агрегата задвижки на
всасывающем и напорном трубопроводах следует закрыть, на щите
управления агрегатом вывесить плакат "Не включать - работают люди" и
сделать запись в журнал эксплуатации насосных агрегатов с указанием
времени вывода агрегата в ремонт.
7.92. В помещениях насосных станций устраиваются в соответствии с
проектом естественная и механическая вентиляции.
Не допускается запуск насосных агрегатов при неисправной либо
выключенной вентиляции.
7.93. В насосных станциях управление электродвигателем
осуществляется из другого помещения, должна быть обеспечена
двусторонняя связь с помощью световых или звуковых сигналов или
специальным телефоном во взрывозащищенном исполнении.
7.94. Смазочное масло в насосной необходимо хранить в
металлической или полиэтиленовой таре с плотно закрытыми крышками и в
количестве не более суточной потребности.
7.95. При прекращении подачи электроэнергии необходимо немедленно
отключить двигатели насосных агрегатов от питающих линий и закрыть
задвижки на всасывающих и напорных трубопроводах.
7.96. На нефтебазе в зависимости от числа одновременно
обрабатываемых железнодорожных цистерн должен быть предусмотрен
одиночный, групповой или маршрутный слив-налив нефти и нефтепродуктов.
7.97. Сливоналивные железнодорожные эстакады (далее - эстакады)
размещаются в соответствии с проектом.
7.98. Протяженность эстакад определяется в зависимости от
количества одновременно обрабатываемых цистерн, но не более
максимальной длины одного маршрутного состава железнодорожных цистерн.
7.99. Участки слива-налива нефтепродуктов должны быть
оборудованы:
- устройствами верхнего и нижнего слива-налива;
- насосными агрегатами для перекачки нефтепродуктов (если
отсутствует насосная станция);
- устройствами для зачистки вагоноцистерн от остатков
нефтепродуктов;
- устройствами для сбора и локализации ливневых стоков;
- устройствами для подогрева вязких нефтепродуктов;
- приспособлениями для освобождения рукавов, стояков и
коллекторов, расположенных по верху эстакад, от остатков
нефтепродуктов;
- несгораемыми лестницами;
- площадками, переходными мостиками, обеспечивающими безопасность
работы обслуживающему персоналу при осуществлении сливоналивных
операций;
- заземляющими устройствами с контуром заземления;
- средствами механизации;
- средствами связи;
- освещением;
- средствами по удалению цистерн в случае аварийных ситуаций;
- средствами фиксирования вагоноцистерн при сливе-наливе из
искронеобразующего материала;
- средствами пожаротушения;
- средствами локализации и ликвидации нефтеразливов.
7.100. Переходные мостики эстакад в местах соприкосновения с
металлическими поверхностями вагоноцистерн должны иметь прокладки из
искронеобразующего материала и не подвергающегося разрушению парами
нефтепродуктов.
7.101. Территория эстакады, железнодорожные подъездные пути
должны содержаться эксплуатирующим персоналом в чистоте, исправности,
в зимнее время очищаться от снега.
7.102. Не допускается нахождение на железнодорожном пути с
эстакадой локомотиву, осуществляющему подачу-уборку вагоноцистерн, а
также сквозной проезд локомотива по этим путям.
7.103. Эстакады должны быть оборудованы пешеходными дорожками с
твердым покрытием шириной не менее 0,75 м.
Пешеходные дорожки должны вести к торцам каждой эстакады; в
местах их пересечения с железнодорожными путями следует устраивать
сплошные настилы в уровень с оголовками рельсов.
7.104. Стояки и приборы слива-налива, запорная арматура эстакады
должна быть пронумерованы в соответствии с технологической схемой
нефтебазы.
7.105. Сливоналивной трубопровод должен иметь отсекающие
(аварийные) задвижки, монтируемые на расстоянии 10 - 50 метров от
эстакады.
7.106. Несгораемые лестницы располагаются с торцов эстакады на
расстоянии не более 100 метров друг от друга. Ширина их должна быть не
менее 0,7 метра, уклон не более 45 град.
7.107. В целях недопущения попадания атмосферных осадков и пыли
при наливе в вагоноцистерны авиационных масел, топлив для реактивных
двигателей и авиационных бензинов железнодорожные эстакады должны быть
оборудованы навесами или крышами.
7.108. Для местного освещения во время сливоналивных операций на
эстакадах необходимо применять аккумуляторные фонари во
взрывозащищенном исполнении.
7.109. Рукава на стояках эстакады должны быть маслобензостойкими,
оборудованы наконечниками из неискрообразующего материала. Наконечники
должны быть заземлены. Длина рукава с наконечником должна обеспечивать
спускание их до дна вагоноцистерны.
7.110. Коллекторы эстакад должны обеспечивать прием только одного
сорта нефтепродуктов. При смене сорта принимаемого нефтепродукта
коллектор освобождается.
Не допускается попеременный прием через один коллектор вязких и
светлых нефтепродуктов.
7.111. Подъемные механизмы сливоналивных устройств должны быть
оборудованы предохранительными приспособлениями, исключающими
самопроизвольное вращение механизма.
7.112. При производстве регламентных либо ремонтных работ на
эстакаде следует использовать только неискрообразующий инструмент,
приспособления.
7.113. При подкатке вагоноцистерн следует пользоваться лебедками.
Не допускается применение для подкатки стальных ломов или других
предметов.
7.114. Станции налива нефтепродуктов в автомобильные цистерны
должны размещаться на нефтебазах в соответствии с проектом.
Станция налива состоит из постов налива, в которых размещены
системы налива.
Количество постов и систем налива определяется грузооборотом
нефтебазы.
В зависимости от сорта и объема наливаемых нефтепродуктов станции
должны обеспечивать налив как одиночных цистерн, так и автопоездов.
7.115. На нефтебазах с малым грузооборотом допускается устройство
одиночных наливных устройств в количестве, определяемом ассортиментом
наливаемых нефтепродуктов.
7.116. Наливные системы и стояки должны быть оборудованы
телескопическими трубами, патрубками или рукавами с наконечниками из
искронеобразующего материала. Длина труб, патрубков или рукавов должна
обеспечивать опускание их до дна автоцистерны.
7.117. Наливные системы должны иметь ручное (местное) и
автоматизированное (дистанционное) управление из операторной.
Управление одиночными наливными стояками допускается ручное
(местное).
7.118. Управление системами налива автоцистерн должны выполнять
операторы, прошедшие специальное обучение и сдавшие экзамены.
7.119. Площадки станций налива должны быть бетонированы,
обустроены канализацией, а посты налива оборудованы несгораемыми
лестницами для подъема на автоцистерны.
Площадки стояков допускается устраивать с твердым покрытием,
предотвращающим попадание случайно разлитых нефтепродуктов в почву.
Площадки должны иметь удобные и безопасные подъезды к наливным
системам или стоякам. На въезде должна быть вывешена схема организации
движения по площадке, утвержденная главным инженером нефтебазы. На
территории станций и стояков встречные и пересекающиеся потоки
автомашин не допускаются.
7.120. Технологическое оборудование станций и стояков должно быть
пронумеровано и обозначено в соответствии с технологической схемой
нефтебазы.
7.121. Территории станций оборудуются громкоговорящей связью.
7.122. Системы налива и стояки налива обслуживающий персонал
должен содержать в исправном состоянии, при обнаружении неисправности
немедленно устранять. Неисправные системы и стояки налива
эксплуатировать не допускается.
7.123. В процессе эксплуатации дежурным оператором ведется журнал
учета повреждений систем налива (стояков налива) с указанием характера
повреждений и выполненных работ по их устранению (приложение N 9).
7.124. На текущий год ответственным за эксплуатацию станций
(стояков) налива составляется график предупредительных осмотров и
ремонтов технологического оборудования.
7.125. Затаривание и расфасовку нефтепродуктов в бочки и мелкую
тару осуществляют в разливочных и расфасовочных пунктах (масла,
смазки).
7.126. Разливочные для налива нефтепродуктов в тару следует
располагать в помещениях или на открытых площадках под навесом, а
расфасовочные - только в помещениях.
7.127. Помещения разливочных и расфасовочных должны быть оснащены
устройствами для отпуска и средствами измерения отпущенного количества
нефтепродуктов (счетчиками, весами, маслоили топливораздаточными
колонками, специальными расфасовочными установками, линиями
затаривания и т.п.), средствами механизации, сборниками утечек,
средствами автоматического прекращения налива.
7.128. Допускается производить налив легковоспламеняющихся
нефтепродуктов в бочки, установленные непосредственно на специально
оборудованных автомашинах, через специальные устройства на площадках
станций налива или стояков налива.
7.129. Подключение разливочных, расфасовочных пунктов к основным
трубопроводам следует производить вне зданий и площадок, устанавливая
запорную арматуру в месте присоединения их к основным трубопроводам.
7.130. Разливочные и расфасовочные пункты следует оснащать
погрузочно-разгрузочными механизмами.
7.131. В помещении разливочной допускается размещение резервуаров
емкостью каждого до 25 куб. м, предназначенных для подогрева и отпуска
масел, при условии обеспечения отвода паров из резервуаров за пределы
помещения и устройства приточно-вытяжной вентиляции.
На расстоянии 2 метров от капитальных стен (без проемов)
допускается устройство горизонтальных стальных резервуаров для других
сортов нефтепродуктов при общей вместимости не более 200 куб. м.
Резервуары вместимостью свыше 25 куб. м до 100 куб. м
включительно, предназначенные для подогрева и отпуска масел, следует
размещать так, чтобы торцы их располагались в помещении разливочной.
7.132. Резервуары для масел общей вместимостью не более 400 куб.
м допускается размещать в подвальных помещениях одноэтажных зданий
разливочных и расфасовочных, а также под объединенными с ними в здании
складскими помещениями для масел в таре. При этом указанное здание
должно быть не ниже второй степени огнестойкости. Выходы из указанных
подвальных помещений должны быть непосредственно наружу и не должны
сообщаться с первым этажом.
7.133. За состоянием технологического оборудования разливочных и
расфасовочных ведется постоянный контроль обслуживающим персоналом.
При возникновении неисправности в работе технологического
оборудования обслуживающий персонал должен поставить в известность
непосредственного руководителя.
Работа на неисправном оборудовании не допускается.
7.134. Для швартовки нефтеналивных судов при приеме-отгрузке
нефти или нефтепродуктов речным либо морским транспортом нефтебазы
оснащаются специальными причальными сооружениями.
7.135. Водные проходы к причальным сооружениям нефтебаз должны
обеспечивать безопасность и беспрепятственный проход судов в течение
всей навигации. В случае невозможности обеспечения гарантирования
габаритов судовых ходов они определяются на каждый день фактическим
состоянием подхода.
7.136. Нефтебазы обеспечивают поддержание установленных габаритов
на водных проходах к причальным сооружениям.
7.137. При наличии грунтов с ненадежной несущей способностью,
повышенной размываемостью берега, а также в целях обеспечения больших
глубин допускается использование плавучих причальных сооружений.
7.138. Причальные сооружения должны быть оборудованы:
- технологическим трубопроводом для транспортировки нефти и
нефтепродуктов;
- шлангующими устройствами с автоматизированными или ручными
приводами;
- средствами подачи электроэнергии;
- стационарным и переносным освещением во взрывозащищенном
исполнении;
- средствами связи;
- устройством для заземления судов;
- боковыми заграждениями;
- противопожарным инвентарем;
- спасательными средствами;
- средствами ликвидации нефтеразливов.
7.139. Шлангующие устройства должны эксплуатироваться
обслуживающим персоналом в соответствии с инструкциями
заводов-изготовителей.
Шлангующие устройства должны иметь длину, обеспечивающую
возможность естественного перемещения судна у причального сооружения в
процессе слива-налива.
7.140. Резинотканевые рукава должны быть маслобензостойкими и
поддерживаться при погрузочно-разгрузочных операциях с помощью мягких
стропов или деревянных подставок. Подвеска и крепление рукавов должны
быть надежными, не допускающими падения и трения.
7.141. На технологических береговых трубопроводах слива-налива
нефтепродуктов из нефтеналивных судов на расстоянии 30 метров от
причальных сооружений устанавливаются задвижки.
В местах перехода через трубопроводы должны быть устроены мостики
из несгораемых материалов.
7.142. Присоединение сливоналивных трубопроводов нефтеналивного
судна к шлангующим устройствам нефтебазы, а также наблюдение за этими
трубопроводами осуществляет вахтенный персонал судна.
7.143. В межнавигационный период плавучие сооружения отключают от
береговой эстакады или берега и отводят в затон в специальные места во
избежание повреждений при ледоходе.
7.144. Помещения на нефтебазах с технологическими процессами по
приему, хранению либо отпуску нефтепродуктов (далее - помещения)
должны быть оборудованы вентиляцией, обеспечивающей состояние
воздушной среды, безопасное для обслуживающего персонала и
соответствующее требованиям эксплуатации технологического
оборудования.
Устройство вентиляции осуществляется в соответствии с проектом.
7.145. Необходимый воздухообмен в помещениях должен
устанавливаться по количеству выделяющихся в помещении вредных
веществ, тепла и влаги.
Количество выбросов в насосных станциях допускается принимать по
таблице 7.1 в зависимости от типа применяемых средств перекачки и вида
нефтепродукта.
Таблица 7.1
-------------------------------------------------------------------------
|Средства перекачки |Количество выбросов на единицу средств |
| |перекачки в зависимости от вида нефтепродукта,|
| |кг/ч |
|------------------------|----------------------------------------------|
| | Бензин | Дизельное | Нефть, мазут |
| | | топливо, | |
| | | керосин | |
|------------------------|-------------|----------------|---------------|
| Насосы центробежные с | | | |
| одним уплотнением | | | |
| вала: | | | |
|------------------------|-------------|----------------|---------------|
| торцевым | 0,08 | 0,04 | 0,02 |
|------------------------|-------------|----------------|---------------|
| сальниковым | 0,14 | 0,07 | 0,03 |
|------------------------|-------------|----------------|---------------|
| Насосы центробежные с | | | |
| двумя уплотнениями | | | |
| вала: | | | |
|------------------------|-------------|----------------|---------------|
| торцевым | 0,14 | 0,07 | 0,03 |
|------------------------|-------------|----------------|---------------|
| сальниковым | 0,26 | 0,13 | 0,05 |
|------------------------|-------------|----------------|---------------|
| Насосы центробежные с | | | |
| двойным торцевым | | | |
| уплотнением или | | | |
| бессальниковые типа | | | |
| ЦНГ | 0,02 | 0,01 | 0,01 |
-------------------------------------------------------------------------
7.146. При невозможности установить количество вредных выделений
допускается определять воздухообмен по кратности в соответствии с
таблицей 7.2.
Таблица 7.2
-------------------------------------------------------------------------------------------
| Продукт, обращающийся | Кратность воздухообмена в 1 ч | Коэффициент |
| в технологическом |-----------------------------------------| увеличения |
| процессе | при отсутствии | при наличии | при температуре |
| | сернистых | сернистых | продукта выше 80 |
| | соединений | соединений в | градусов С |
| | | парах в | |
| | | количестве | |
| | | более 0,05 г/куб. м | |
|----------------------------|-------------------|---------------------|------------------|
| Бензин неэтилированный | 6 | 8 | 1,5 |
|----------------------------|-------------------|---------------------|------------------|
| Бензин этилированный | 13,5 | 13,5 | 1,5 |
|----------------------------|-------------------|---------------------|------------------|
| Бензол | 12 | 17 | 1,2 |
|----------------------------|-------------------|---------------------|------------------|
| Керосин, дизельное и | | | |
| моторное топливо, битум, | | | |
| мазут | 3 | 7 | 1,5 |
|----------------------------|-------------------|---------------------|------------------|
| Смазочные масла, парафин | | | |
| (при отсутствии | | | |
| растворителей) | 3,3 | 5,5 | 1,5 |
|----------------------------|-------------------|---------------------|------------------|
| Отработанные нефтепродукты | 12 | 12 | - |
|----------------------------|-------------------|---------------------|------------------|
| Предварительно очищенные | | | |
| от нефти сточные воды | 2,5 | - | - |
-------------------------------------------------------------------------------------------
7.147. Вентиляционное оборудование по исполнению должно
соответствовать категории помещения по взрывопожарной и пожарной
опасности, а электродвигатели - соответствующим требованиям ПУЭ.
7.148. Системы аварийной вентиляции предусматриваются в
производственных помещениях, в которых возможно внезапное поступление
в воздух больших количеств вредных или взрывоопасных веществ.
Включение систем аварийной вентиляции следует предусматривать
автоматическое со световой и звуковой сигнализацией.
7.149. Производительность аварийной вентиляции должна быть равной
восьмикратному воздухообмену в 1 ч по внутреннему объему помещения.
7.150. Воздухообмен в помещениях лаборатории определяется по
количеству удаляемого местными отсосами воздуха.
При отсутствии вытяжных шкафов и укрытий следует предусматривать
трехкратный воздухообмен в 1 ч по внутреннему объему помещения; объем
удаленного воздуха из помещения лаборатории должен превышать на 10%
объем приточного воздуха; объем воздуха, удаляемого через вытяжные
шкафы, следует устанавливать исходя из скорости движения воздуха в
расчетном проеме шкафа, принимаемом равным 0,2 м на метр длины шкафа,
в зависимости от ПДК вредных веществ, используемых в работе:
при ПДК более 10 мг/куб. м - 0,5 м/с;
при ПДК от 10 до 0,1 мг/куб. м - 0,7 м/с;
при ПДК менее 0,1 мг/куб. м - 1 м/с.
В нерабочее время в лабораторных помещениях следует
предусматривать проветривание.
7.151. Приточные системы вентиляции должны обеспечивать забор
воздуха, исключающий попадание в систему взрывоопасных паров.
Устройства забора воздуха должны систематически осматриваться,
очищаться от посторонних предметов обслуживающим персоналом.
7.152. Вытяжные системы вентиляции должны обеспечивать
беспрепятственный выброс воздуха, исключающий возможность взрыва.
Устройства выброса воздуха должны систематически осматриваться
обслуживающим персоналом.
Не допускается складирование, парковка транспортных средств,
размещение временных сооружений, организация работ с постоянным либо
временным пребыванием людей в местах выброса воздуха из вытяжных
вентиляционных систем.
7.153. Все вентиляционные системы должны быть надежно заземлены.
7.154. До ввода в эксплуатацию все вентиляционные установки
должны быть испытаны и отрегулированы, на них должны быть составлены
технические паспорта (формуляры).
7.155. Перед предпусковыми испытаниями вентиляционных установок
необходимо проверить:
- правильность установки вентиляционного оборудования,
изготовления и монтажа воздуховодов, каналов, вентиляционных камер,
шахт и других устройств, соответствие их проекту;
- надежность крепления вентиляционного оборудования,
воздухоотводов и других элементов;
- наличие приспособлений, фиксирующих положение дросселирующих
устройств и удобство управления этими устройствами;
- выполнение предусмотренных проектом мероприятий по борьбе с
шумом;
- выполнение противопожарных правил, норм и инструкций;
- выполнение специальных требований проекта.
Выявленные при проверке неисправности и недоделки в
вентиляционных установках должны быть устранены к началу испытаний.
7.156. К эксплуатации допускаются вентиляционные системы,
прошедшие предпусковые испытания, с параметрами, доведенными до
проектных величин, имеющие инструкции по эксплуатации, паспорта и
журналы по эксплуатации и ремонту.
7.157. Эффективность работы вентиляционных систем проверяется в
соответствии с графиком осмотра и ремонта, утвержденным в
установленном порядке, не реже одного раза в год, а также после
капитального ремонта и реконструкции.
7.158. Ремонт и чистка вентиляционных систем должны проводиться
способами, исключающими возникновение взрыва, пожара и несчастных
случаев.
7.159. Смазка подвижных механизмов вентиляционных систем должна
осуществляться после их остановки. К местам смазки должен быть
безопасный и удобный доступ.
7.160. Помещения, предназначенные для вентиляционного
оборудования (камеры, калориферные), должны запираться. На их дверях
вывешивают табличку с надписями, запрещающими вход посторонним лицам.
Использование этих помещений для других целей не допускается.
7.161. В случае отказа или недостаточной эффективности вентиляции
в помещениях, где могут выделяться пары нефтепродуктов, допускается
временно (до устранения причин отказа либо неисправности) выполнять
технологические операции по наряду-допуску на производство газоопасных
работ с применением шланговых противогазов.
7.162. Вентиляционные установки обслуживаются назначенными
распорядительными документами директора нефтебазы и специально
обученными работниками либо специально обученными работниками из числа
дежурного персонала.
7.163. Ответственным за исправное состояние, правильное действие,
организацию обслуживания и ремонт вентиляционных установок является
специалист из числа инженерно-технических работников нефтебазы,
назначенный распорядительным документом директора предприятия.
7.164. Системы водоснабжения на нефтебазе должны обеспечивать
водой надлежащего качества и в необходимом количестве технологические
нужды, бытовую и противопожарную потребность.
Устройство систем водоснабжения осуществляется по проектным
решениям.
7.165. На нефтебазе разрабатываются укрупненные нормы
водопотребления и водоотведения, которые утверждаются главным
инженером нефтебазы и пересматриваются не реже 1 раза в 5 лет.
7.166. На основе укрупненных норм водопотребления и водоотведения
составляется водохозяйственный балансовый расчет, являющийся
приложением к договору между водопользователем и предприятием
водопроводно-канализационного хозяйства и обосновывающий количество и
качество необходимой нефтебазе воды.
7.167. Водоснабжение нефтебазы должно осуществляться по различным
системам водопроводов: хозяйственно-питьевого, производственного и
противопожарного.
Допускается объединение противопожарного водопровода с
хозяйственно-питьевым или производственным.
7.168. Хозяйственно-питьевые водопроводы, питаемые от городского
водопровода, не должны иметь непосредственного соединения с
водопроводами от других источников водоснабжения.
7.169. Противопожарное водоснабжение должно соответствовать
требованиям проекта, согласованного в установленном порядке.
7.170. За состоянием водозаборных сооружений, водоочистных сеток,
закрытых и открытых водоемов осуществляется систематический надзор
обслуживающим персоналом нефтебазы. Ежегодно, в летнее время, они
тщательно должны быть обследованы и очищены от мусора и ила.
Устройство оголовка водозабора в рыбохозяйственных водоемах
должно препятствовать попаданию малька рыб в систему водопровода.
7.171. Эксплуатация артезианских скважин (колодцев)
осуществляется согласно инструкции по эксплуатации, разработанной в
соответствии с проектом и исполнительской документацией на ее
строительство.
7.172. Крышки люков колодцев подземных гидрантов на пожарном
водопроводе должны быть очищены от грязи, льда, снега.
Колодцы подземных гидрантов должны систематически освобождаться
от воды.
В зимнее время гидранты необходимо утеплять во избежание
замерзания.
7.173. Схема расположения гидрантов вывешивается в местах с
постоянным нахождением обслуживающего персонала. Гидранты должны быть
обозначены указателями.
7.174. Насосные агрегаты станций подачи воды на технологические и
противопожарные нужды должны запитываться от двух независимых
источников электроснабжения.
При отсутствии второго источника электроснабжения резервные
насосы должны иметь привод от двигателей внутреннего сгорания.
7.175. Насосные агрегаты станций подачи воды должны содержаться в
постоянной эксплуатационной готовности и проверяться на создание
требуемого напора путем пуска на полную мощность не реже одного раза в
десять дней не менее чем на 30 мин. (с соответствующей записью в
журнале).
7.176. Насосы должны быть снабжены мановакуумметром на
всасывающем и манометром на нагнетательном трубопроводах, а также
предохранительной сеткой на всасывающей линии.
В насосной подачи воды должны быть вывешены общая схема
водоснабжения нефтебазы и инструкции по эксплуатации оборудования
насосной.
7.177. Насосная станция подачи воды должна быть обеспечена
телефонной связью с дежурной службой нефтебазы.
7.178. При проведении ремонтных работ на сетях водопровода и
установке запорных устройств следует учитывать, что запорная арматура
(задвижки, клапаны, гидранты и т.п.) должна приниматься по первому
классу герметичности.
7.179. Временное отключение участков водопроводной сети с
установленными на них пожарными гидрантами или кранами, а также
уменьшение напора в сети ниже необходимого допускаются по согласованию
с пожарной охраной.
7.180. Водопроводные сети, гидранты должны иметь постоянное
техническое обслуживание, обеспечивающее их исправное состояние.
7.181. На нефтебазах ведется раздельный учет воды, потребляемой
на производственные и хозяйственные нужды. В целях уменьшения расхода
свежей воды следует применять рациональные технологические процессы,
оборотное водоиспользование, повторное использование сточных вод
(очищенных и обезвреженных).
7.182. Для сбора сточных вод на нефтебазах следует устраивать
канализацию для производственно-дождевых и бытовых сточных вод.
Устройство канализации производится в соответствии с
разработанным проектом.
7.183. В производственно-дождевую канализацию отводятся:
сточные воды, образующиеся при мытье бочек из-под нефтепродуктов,
мытья площадок со сливоналивными устройствами, полов в насосных
станциях, при откачке подтоварных вод из резервуаров;
дождевые воды с открытых площадок сливоналивных эстакад и другого
технологического оборудования, где эти воды могут быть загрязнены
нефтепродуктами, из резервуарного парка или мест хранения
нефтепродуктов в таре и т.п.;
воды, охлаждающие резервуары при пожаре;
балластные, промывочные, подсланевые и льяльные воды с наливных
судов.
7.184. Не допускается сброс в производственно-дождевую
канализацию вод, образующихся при зачистке резервуаров. Они должны
отводиться в шламонакопители и после отстаивания на очистные
сооружения.
7.185. Не реже одного раза в месяц обслуживающим персоналом
нефтебазы осуществляется наружный осмотр сетей
производственно-дождевой канализации и два раза в год (обычно весной и
осенью) - технический (внутренний) осмотр.
По результатам технического осмотра составляется дефектная
ведомость и техническая документация на проведение ремонта
канализационной сети.
7.186. Ремонты производственно-дождевой канализации должны
проводиться под руководством лица, ответственного за ее эксплуатацию,
назначенного распорядительным документом по нефтебазе.
При производстве ремонтных работ вследствие аварийного выброса
нефти или нефтепродуктов оформляются наряды-допуски на газоопасные
работы.
7.187. Для сохранения проектной пропускной способности труб и
коллекторов необходимо осуществлять не реже одного раза в год
профилактическую прочистку канализационной сети.
Участки сети, имеющие строительные дефекты и недостаточные
уклоны, должны прочищаться чаще.
7.188. Необходимое качество очистки и состав сооружений для
очистки производственно-дождевых сточных вод должны обосновываться
проектом на устройство очистных сооружений.
Не допускается сброс производственно-дождевых стоков с территории
нефтебазы без предварительной очистки.
7.189. Степень очистки сточных вод от нефтепродуктов, достигаемая
на различных сооружениях по эксплуатационным данным и результатам
исследований, указана в таблице 7.3.
7.190. Основными условиями эффективной эксплуатации очистных
сооружений являются:
- организация режима работы, обеспечивающего качество очистки,
предусмотренное проектом;
- систематический контроль (технический и лабораторный) за
состоянием и работой очистных сооружений;
- регулярный сбор уловленного нефтепродукта и удаление осадка;
- своевременный ремонт очистных сооружений.
Таблица 7.3
----------------------------------------------------------------------
| Сооружение |Содержание нефтепродуктов в воде,|
| | мг/куб. м |
|----------------------------------|---------------------------------|
| |поступающей в | очищенной |
| |сооружение | |
|----------------------------------|--------------------|------------|
| Нефтеловушка, буферный резервуар | 300 - 1000 | 40 - 80 |
|----------------------------------|--------------------|------------|
| Флотационная установка, | | |
| песочногравийные фильтры | 40 - 80 | 10 - 15 |
|----------------------------------|--------------------|------------|
| Пруд-отстойник | 40 - 80 | 10 - 25 |
|----------------------------------|--------------------|------------|
| Станция биологической очистки | 20 - 25 | 2 - 8 |
|----------------------------------|--------------------|------------|
| Установка озонирования (две | | |
| ступени) | 10 - 15 | 1 - 3 |
|----------------------------------|--------------------|------------|
| Адсорбционная установка | | |
| (адсорбент активированный уголь) | 5 - 10 | 0,3 - 0,4 |
----------------------------------------------------------------------
7.191. Для правильной и эффективной эксплуатации очистных
сооружений на нефтебазе разрабатывается соответствующая документация,
утверждаемая в установленном порядке.
7.192. Для контроля качества очищенных сточных вод должен быть
организован отбор проб этих вод и их химический анализ. Результаты
всех анализов следует заносить в журнал регистрации анализов очищенных
сточных вод (приложение N 10).
При текущем контроле за качеством сточных вод определяемые
показатели согласовываются с контролирующими органами.
7.193. Очистные сооружения, работа которых в зимнее время не
предусмотрена, должны быть своевременно законсервированы.
7.194. Устройство лабораторий на нефтебазах осуществляется в
соответствии с разработанными проектами.
7.195. Лаборатории контроля качества нефтебаз должны проходить
аккредитацию в соответствии с требованиями стандарта.
7.196. Лаборатории обеспечивают выполнение следующих анализов:
- поступающих, хранящихся и отпускаемых нефти и нефтепродуктов;
- сырья и готовой продукции регенерационных и обезвоживающих
установок;
- очищенных сточных вод;
- проводить контроль воздушной среды в рабочих зонах, а также
территории нефтебазы, а также перед огневыми или ремонтными работами;
- санитарный контроль воздуха рабочей зоны;
- контроль выбросов от источников загрязнения атмосферного
воздуха.
7.197. В случае невозможности выполнения анализов, указанных в п.
7.195, собственной лабораторией нефтебаза организовывает выполнение
этих анализов посредством других лабораторий на договорных условиях.
7.198. Основными задачами лаборатории являются:
- выдача заключений и паспортов качества о соответствии нефти и
нефтепродуктов действующим стандартам;
- выдача результатов по анализам проб воздуха рабочей зоны перед
производством огневых и ремонтных работ;
- выдача результатов анализа сточных вод на наличие и
концентрации загрязняющих веществ;
- выдача результатов анализа воздуха рабочих зон на наличие и
концентрации загрязняющих веществ;
- выдача результатов анализа проб газовоздушной среды источников
загрязнения атмосферного воздуха на содержание углеводородов, окиси
серы, оксида азота, оксида углерода, твердых веществ, сероводорода;
- хранение контрольных арбитражных проб;
- участие в работе по определению причин обводнения и порчи нефти
и нефтепродуктов, разработке мероприятий по их исправлению и
предотвращению порчи;
- проведение консультаций по вопросам применения нефтепродуктов;
- организация поверки измерительных приборов;
- проведение аттестации лаборатории.
7.199. Рабочее оборудование, приборы, посуда, инструмент, мебель
и т.д. должны быть в исправном состоянии.
7.200. Проведение анализов при неисправном оборудовании на
неисправных приборах не допускается.
7.201. Вытяжные шкафы, лабораторные столы, а также проходы между
рабочими местами не допускается загромождать посудой, приборами и
лабораторным оборудованием.
7.202. В лаборатории должны вестись журналы учета лабораторных
анализов нефти и нефтепродуктов (приложение N 11).
7.203. Перед началом работы помещения лаборатории проветриваются.
Работы, связанные с выделением токсичных либо пожароопасных паров и
газов, должны выполняться только в вытяжных шкафах.
7.204. Остатки нефтепродуктов после анализов, отработанные
реактивы и ядовитые вещества должны сливать в специальную посуду и
удалять из лаборатории. Слив их в раковины бытовой канализации не
допускается.
7.205. Вещества и материалы хранятся в лаборатории строго по
ассортименту. Не допускается совместное хранение веществ, способных
вызвать возгорание либо взрыв.
7.206. Хранение огнеопасных веществ, проб нефтепродуктов, кислот
щелочей должны храниться в специально выделенных помещениях.
7.207. Количество легковоспламеняющихся жидкостей и других
горючих жидкостей в рабочих помещениях лабораторий не должно превышать
суточной потребности. Эти жидкости хранятся в металлических шкафах,
располагаемых в противоположной к выходу стороне.
7.208. Лабораторную посуду следует мыть в специально
оборудованном для этой цели помещении.
7.209. При проведении работ, связанных с подогревом горючих либо
токсичных веществ, в помещении должно находиться не менее двух
человек.
Оставлять рабочее место персоналу лаборатории при осуществлении
анализов не допускается.
7.210. Производство работ обслуживающему персоналу допускается
только в спецодежде и при использовании средств индивидуальной защиты.
7.211. Помещения лаборатории не допускается использовать не по
назначению.
7.212. За эксплуатацию лаборатории назначается приказом по
нефтебазе ответственный из числа инженерно-технических работников.
7.213. В качестве источника тепла для проведения лабораторных
работ используются электроэнергия и горючий газ.
7.214. Газовая сеть должна быть герметична и проверяться не реже
одного раза в месяц. Проверку и ремонт газовой аппаратуры проводят
квалифицированные специалисты.
7.215. При обнаружении утечек газа в лаборатории обслуживающий
персонал должен закрыть запорные краны подачи газа, прекратить все
работы в лаборатории, выключить осветительные приборы, проветрить
помещение и поставить в известность непосредственного руководителя о
случившемся.
Возобновлять работы можно только после полного устранения причин
утечки газа и проветривания помещения.
7.216. Лаборатория должна быть обеспечена медицинской аптечкой
для оказания доврачебной помощи.
7.217. Доступ лиц в помещение лаборатории должен быть определен
приказом по нефтебазе. Перед входом в лабораторию вывешивается надпись
"Посторонним вход запрещен".
7.218. Котельные используются на нефтебазах для обеспечения
технологических и санитарно-бытовых нужд.
Устройство котельных установок на нефтебазах осуществляется в
соответствии с разработанным проектом.
7.219. Эксплуатация котельных установок осуществляется в
соответствии с действующими нормативными документами.
7.220. Доступ в помещения котельной разрешен только лицам,
осуществляющим организацию эксплуатации либо эксплуатацию котлов и
оборудования.
В необходимых случаях доступ посторонних лиц осуществляется с
разрешения руководства нефтебазы и в сопровождении ответственного за
эксплуатацию котельной либо руководящего инженерно-технического
работника.
7.221. Устройство внешнего и внутреннего электроснабжения
нефтебазы, электрооборудования осуществляется в соответствии с
проектом.
7.222. Основными источниками внешнего электроснабжения нефтебаз
служат электростанции и электрические сети энергосистем, в качестве
приемных пунктов электроэнергии - одна из трансформаторных подстанций
(ТП), совмещенная с распределительной подстанцией (РП).
7.223. Собственный источник электроснабжения нефтебаз может
предусматриваться:
- при сооружении предприятий в районах, не имеющих связей с
энергосистемой;
- когда собственный источник электроснабжения необходим в
качестве резервного.
7.224. Внутреннее электроснабжение включает в себя питающие линии
напряжением 6,10 кВ; комплексные трансформаторные подстанции (КТП)
напряжением 6/0,4 кВ, 10/0,4 кВ; щиты станции управления (ЩСУ);
распределительная и коммутационная аппаратура; распределительные сети
силовых и осветительных установок.
7.225. В качестве автономного источника электроснабжения нефтебаз
рекомендуются дизельные электрические станции (ДЭС) мощностью от 5 до
630 кВт, напряжением 380/220 В.
7.226. Для обеспечения надежности внешнего электроснабжения
применяются средства автоматики:
- автоматическое включение резерва (АВР);
- автоматическое повторное включение (АПВ) и др.
7.227. Границы обслуживания внешнего и внутреннего
электроснабжения согласовываются с энергообеспечивающими организациями
либо владельцами электроснабжающих сетей.
7.228. Система учета электроэнергии обеспечивает возможность:
- определения количества потребленной электроэнергии и
производства расчетов за нее;
- контроля за рациональным расходованием электроэнергии
|