"Правила технической эксплуатации нефтебаз" // Технорма.RU

Утверждаю

Заместитель Председателя

Госкомнефтепродукта СССР

А.Д.РУДКОВСКИЙ

28 декабря 1984 года

ПРАВИЛА

ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕБАЗ

Приведены общие положения о нефтебазах. Изложены требования, предъявляемые к операциям по приему, наливу, отпуску, при хранении, перекачке, замере и учете количества, контроля качества нефти и нефтепродуктов, а также при зачистке резервуаров, молниезащите и защите от статического электричества, защите водоемов от загрязнения нефтью и нефтепродуктами. Дана характеристика территории, основных сооружений и зданий нефтебаз. Включены разделы по метрологическому обеспечению, планово-предупредительному ремонту.

С выходом в свет настоящих Правил действие "Правил технической эксплуатации нефтебаз", утвержденных б. Главнефтеснабом РСФСР 12 декабря 1974 г., прекращается.

Для работников нефтебаз всех профессий, а также для работников отраслей нефтехимической, нефтеперерабатывающей, сельского хозяйства, авиации и службы снабжения горюче-смазочными материалами.

Правила составлены сотрудниками Центральной научно-исследовательской лаборатории (ЦНИЛ) Госкомнефтепродукта РСФСР под редакцией Е.Л. Ржавского.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие Правила устанавливают нормы и требования к сооружениям и оборудованию нефтебаз, их эксплуатации; порядок приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов; основные положения учета массы нефти и нефтепродуктов.

1.2. Правила распространяются на действующие и реконструируемые нефтебазы, их филиалы и обязательны для всех предприятий и организаций Госкомнефтепродукта СССР.

1.3. На основе настоящих Правил с учетом специфики местных условий, типа нефтебазы, состава сооружений, а также инструкций заводов - изготовителей оборудования должны быть составлены производственные инструкции, которые утверждаются руководством нефтебазы и профсоюзным комитетом.

Перечень необходимой документации по эксплуатации объектов и оборудования утверждает главный инженер территориального управления или заместитель председателя Госкомнефтепродукта союзной республики.

Переутверждение документации производится по мере необходимости, но не реже одного раза в пять лет.

1.4. Каждый работник на порученном ему участке несет персональную ответственность за выполнение требований настоящих Правил в пределах возложенных на него обязанностей.

1.5. Нарушение Правил влечет за собой ответственность в установленном порядке в зависимости от степени и характера нарушения.

1.6. Рабочие, принимаемые на работу для обслуживания сооружений и оборудования нефтебаз, должны иметь соответствующее профессионально-техническое образование или пройти профессионально-техническую подготовку на производстве.

Обучение рабочих на нефтебазах по специальности должно соответствовать "Типовому положению о подготовке и повышении квалификации рабочих непосредственно на производстве".

1.7. Перед допуском к работе вновь принимаемые на нефтебазу работники должны проходить соответствующие инструктажи, теоретическое и практическое обучение и проверку знаний согласно установленному порядку в отрасли (Прил. 1, п. п. 115, 116). Особое внимание должно быть уделено проверке знаний (в объеме, обязательном для данной должности) правил технической эксплуатации нефтебаз, устройства сооружений и оборудования, производственных и должностных инструкций, правил противопожарной безопасности.

1.8. Общее руководство и ответственность за правильную организацию и проведение обучения работников безопасным методам работы возлагаются на главного (старшего) инженера, а там, где нет этой должности, - на директора нефтебазы.

1.9. Ответственность за своевременное и качественное обучение работников безопасным приемам и методам работы в подразделениях нефтебазы (цех, участок, лаборатория, мастерская и др.) возлагается на руководителей этих подразделений.

1.10. Для обеспечения безопасной эксплуатации нефтебаз персоналу необходимо:

строго выполнять действующие правила, нормы, стандарты и инструкции;

содержать сооружения, устройства и оборудование в исправности и постоянной эксплуатационной готовности, своевременно проводить ремонты; выполнять мероприятия по борьбе с потерями нефти и нефтепродуктов.

1.11. Каждая нефтебаза должна иметь технический паспорт, содержащий показатели деятельности, перечень и краткую характеристику сооружений и установленного оборудования. Ответственность за достоверность данных и своевременное внесение уточнений по итогам года несет директор нефтебазы. Паспорт является документом строгого учета и подлежит хранению в соответствии с инструкцией по делопроизводству.

1.12. На каждой нефтебазе должен быть заведен журнал осмотров и ремонтов сооружений и зданий (Прил. 2) для записи даты осмотра и их результатов с описанием всех отмеченных повреждений; выполненных ремонтных работ с указанием даты начала и конца ремонта, его характера и объема; данных об авариях конструкций и их ликвидации; результатов измерений осадки фундамента; данных о трещинах, появившихся в стенах и фундаментах (дата обнаружения трещины и ее местонахождение).

Запись производится ответственным за исправное состояние сооружений и зданий. Страницы журнала должны быть пронумерованы, прошнурованы и скреплены печатью.

1.13. Руководство нефтебазы должно решать вопросы, направленные на постоянное улучшение условий труда, сведение к минимуму ручного малоквалифицированного, физически тяжелого труда, максимально механизировать и автоматизировать технологические процессы; разрабатывать и внедрять в производство организационные, технические, санитарно-гигиенические мероприятия и средства, предотвращающие воздействие вредных производственных факторов; на работающих; проводить систематическое техническое обучение работников нефтебазы, знакомить их с прогрессивными методами организации труда, техническими достижениями в области эксплуатации и развития нефтебазового хозяйства.

1.14. На каждой нефтебазе должен быть паспорт санитарно-технического состояния производственных объектов (см. Прил. 1, п. 119). Паспорт составляется на основании комплексного обследования санитарно-технического состояния участков, объектов и рабочих мест. В него вносят данные о состоянии условий труда: об искусственном освещении, о загазованности производственном шуме, состоянии обменной вентиляции и температурном режиме в производственных помещениях.

Паспорт является основным документом для разработки оздоровительных мероприятий по улучшению санитарно-гигиенических условий труда, а также проектов реконструкции и расширения производства.

1.15. В целях внедрения в производство прогрессивных методов труда инженерно-технические работники предприятия должны изучать руководящие указания, правила, стандарты, указанные в соответствующих разделах настоящих Правил.

2. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕБАЗ

2.1. Нефтебазы - это сложные многофункциональные системы с объектами различного производственно-хозяйственного назначения, выполняющие задачи бесперебойного и надежного обеспечения потребителей народного хозяйства нефтью и нефтепродуктами (далее - нефтепродуктами); это самостоятельные предприятия, обеспечивающие необходимые условия приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов, регенерации масел, сбора и отгрузки отработанных нефтепродуктов.

2.2. Все нефтебазы разделяются:

по назначению - перевалочные, перевалочно-распределительные, распределительные;

по транспортным связям - трубопроводные, железнодорожные, водные, водно-железнодорожные, глубинные, получающие нефтепродукты автомобильным или речным транспортом.

Перевалочные нефтебазы осуществляют прием, хранение и отгрузку нефти и нефтепродуктов распределительным нефтебазам и крупным потребителям.

Перевалочно-распределительные нефтебазы осуществляют прием, хранение, перевалку нефти и нефтепродуктов, поставку нефтепродуктов распределительным нефтебазам и крупным потребителям и снабжение нефтепродуктами потребителей, тяготеющих к этим нефтебазам.

Распределительные нефтебазы осуществляют прием, хранение и отпуск нефтепродуктов потребителям.

2.3. По суммарному объему резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов, согласно СНиП-106-79 (Прил. 1, п. 75), нефтебазы делятся на три категории:

┌──────────────────────────┬──────────────────────────────────────────────┐

│ Категория нефтебаз │ Общий объем резервуаров нефтебазы, куб. м │

├──────────────────────────┼──────────────────────────────────────────────┤

│I │> 100000 │

│II │От 20000 до 100000 включительно │

│III │До 20000 включительно │

└──────────────────────────┴──────────────────────────────────────────────┘

Вместимость нефтебазы определяется по общей вместимости резервуаров и тары для хранения нефти и нефтепродуктов, за исключением промежуточных резервуаров сливно-наливных устройств и расходных резервуаров котельной и дизельной электростанции нефтебазы.

2.5. Основная цель нефтебаз - обеспечить бесперебойное снабжение промышленности, транспорта, сельского хозяйства и прочих потребителей нефтью и нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; сохранность качества нефти и нефтепродуктов и сокращение до минимума потерь при хранении и отпуске их потребителям.

2.6. Нефтебазы размещают на специальной территории, отведенной в соответствии с генеральным планом застройки и реконструкции данного района. На каждой нефтебазе должен быть государственный акт землепользования. Расположение нефтебаз зависит от размещения железнодорожных, трубопроводных и береговых устройств. Как правило, должен предусматриваться резерв территории для возможного расширения нефтебазы.

Устройство, взаимное расположение и расстояния между объектами должны соответствовать требованиям СНиП II-106-79, а также удовлетворять санитарным требованиям и нормам строительного проектирования промышленных предприятий и населенных мест.

3. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

3.1. Физико-химические свойства нефтепродуктов и нефти должны отвечать требованиям стандартов и технических условий.

3.2. Эксплуатационные свойства нефтепродуктов характеризуются следующими параметрами: детонационной стойкостью, фракционным составом, содержанием смолистых веществ и сернистых соединений, температурой застывания и кристаллизации, химической стабильностью при хранении и транспортировании, вязкостью, испаряемостью, воспламеняемостью, горючестью, летучестью и др.

3.3. Детонационная стойкость - свойство, определяющее способность бензина сгорать без взрыва в двигателе с искровым зажиганием.

Показателем детонационной стойкости топлива является октановое число, равное содержанию (в об. %) изооктана в смеси с нормальным гептаном, эквивалентной по детонационной стойкости топливу, испытуемому в стандартных условиях.

3.4. Фракционный состав - состав нефтепродукта, определяющий количественное содержание фракций, выкипающих в определенных температурных пределах, остаток и потери при перегонке в заданных условиях.

3.5. Цетановое число - показатель, указывающий на скорость нарастания давления при сгорании жидкого нефтяного топлива в поршневых двигателях с воспламенением топливно-воздушной смеси от сжатия и выраженный в единицах эталонной шкалы.

3.6. Воспламеняемость - свойство, характеризующее пожаро- и взрывоопасность смеси паров нефтепродукта с воздухом.

3.7. Горючесть - свойство, характеризующее способность нефтепродукта к горению в условиях его применения и испытания.

3.8. Температура вспышки - минимальная температура, при которой происходит кратковременное воспламенение паров нефтепродукта в условиях испытания.

Согласно ГОСТ 12.1.017-80 (Прил. 1, п. 20), горючие вещества по температуре вспышки подразделяются на легковоспламеняющиеся, трудновоспламеняющиеся и вещества средней воспламеняемости.

К легковоспламеняющимся жидкостям относят горючие жидкости с температурой вспышки в закрытом тигле не выше 61 °C или в открытом тигле не выше 66 °C. Нефтепродукты с температурой вспышки выше указанных величин относят к горючим жидкостям.

По температуре вспышки легковоспламеняющиеся жидкости делят на особо опасные, постоянно опасные и опасные при повышенной температуре.

КЛАССИФИКАЦИЯ ЛЕГКОВОСПЛАМЕНЯЮЩИХСЯ ЖИДКОСТЕЙ

ПО ТЕМПЕРАТУРЕ ВСПЫШКИ

┌─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐

│ Температура вспышки, °C │

├───────────────────────────────────────┬────────────────┬────────────────┤

│ │в закрытом тигле│в открытом тигле│

├───────────────────────────────────────┼────────────────┼────────────────┤

│Особо опасные │t <= -18 │t <= -13 │

│Постоянно опасные │23 >= t > -18 │27 >= t > -13 │

│Опасные при повышенной температуре │23 < t <= 61 │27 < t <= 66 │

└───────────────────────────────────────┴────────────────┴────────────────┘

3.9. Температура воспламенения нефтепродуктов - наименьшая температура, при которой нагреваемый в стандартных условиях продукт загорается при поднесении к нему пламени и горит в течение 5 с.

3.10. Температура самовоспламенения - температура возгорания паров нефтепродукта без контакта с пламенем в условиях испытаний.

3.11. Температура застывания - температура, при которой жидкость теряет подвижность.

3.12. Температура кристаллизации - температура, при которой в нефтепродукте начинается образование кристаллов в условиях испытаний.

3.13. Стабильность нефтепродуктов - способность сохранять основные свойства в условиях хранения и транспортирования.

3.14. Вязкость - свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц под влиянием действующих на них внешних сил, характеризующее текучесть жидкости.

Вязкость влияет на производительность перекачки нефтепродуктов по трубопроводам, определяет распыливание и однородность рабочей смеси топлива. С повышением вязкости увеличивается налипание нефтепродуктов, что затрудняет выгрузку и зачистку цистерн и судов. Налипание характеризуется коэффициентом налипания (в г/кв. м).

Текучесть нефтепродуктов (подвижность) - величина, обратная вязкости.

3.15. При выполнении работ необходимо учитывать специфические свойства нефти и нефтепродуктов: токсичность, испаряемость, пожароопасность, взрывоопасность, способность электризоваться.

3.16. Токсичны пары сернистых нефтей и нефтепродуктов, а также этилированных бензинов. Предельно допустимые концентрации вредных газов, паров и пыли в воздухе рабочих зон нефтебазы (производственные помещения и площадки, колодцы и др.) должны соответствовать санитарным нормам:

┌────────────────────────────────────────────┬────────────────────────────┐

│ Вещества (пары и газы) │ Предельно допустимые │

│ │ концентрации, мг/куб. м │

├────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────┤

│Бензин-растворитель (в пересчете на C) │300 │

│Бензин топливный (сланцевый, крекинг и др.) │100 │

│ │ + │

│Бензол │5 │

│Керосин │300 │

│ │ + │

│Сероводород │10 │

│Сероводород в смеси с углеводородами C - C │3 │

│ 1 5│ │

│ │ + │

│Спирт метиловый │5 │

│ │ + │

│Тетраэтилсвинец │0,005 │

│Уайт-спирит │20 │

└────────────────────────────────────────────┴────────────────────────────┘

Примечание. Знак + означает, что вещества опасны также при попадании на кожу. Превышение предельно допустимых концентраций запрещается.

3.17. Испаряемость - способность нефти и нефтепродуктов переходить из жидкого состояния в газообразное, оценивается по давлению насыщенных паров и фракционному составу. С повышением температуры или понижением давления испаряемость увеличивается. Испаряемость нефти и нефтепродуктов приводит к значительным потерям легких фракций и загрязнению окружающей среды.

3.18. Летучесть - физико-химическое свойство, определяющее давление насыщенных паров нефтепродукта.

Давление насыщенных паров - это давление, которое имеют пары, находящиеся в равновесии с жидкой фазой при данной температуре.

Давление (в Па) насыщенных паров наиболее

распространенных нефтепродуктов (ГОСТ 1756-52)

Автобензины < 93310

Авиабензины Не более 47988

Керосин технический 5332 - 7998

Керосин осветительный 2666 - 3999

Дизельное топливо 800 - 1333

3.19. При определении пожаровзрывоопасности вещества, согласно ГОСТ 12.1.017-80, различают:

газы - вещества, абсолютное давление паров которых при температуре 50 °C равно или выше 300 кПа или критическая температура ниже 50 °C;

жидкости - вещества с температурой плавления (каплепадения) не более 50 °C;

твердые вещества - вещества с температурой плавления (каплепадения), превышающей 50 °C;

пыли - диспергированные твердые вещества с размером частиц менее 850 мкм.

3.20. Пары нефтепродуктов при определенном содержании их в воздухе взрывоопасны.

Предельно допустимые взрывобезопасные концентрации паров нефтепродуктов в воздухе при 25 °C и атмосферном давлении определяются по ГОСТ 12.1.004-76 (Прил. 1, п. 10).

Значения предельно допустимой взрывобезопасной

(невоспламеняемой) % концентрации (в % по объему)

некоторых нефтепродуктов

Бензин А-72 0,054

Бензин АИ-93 0,055

Бензин Б-70 0,046

Дизельное топливо "з" 0,0305

Дизельное топливо "л" 0,026

Керосин осветительный 0,032

Ксилол 0,050

Уайт-спирит 0,035

3.21. При перекачках, сливе-наливе нефтепродуктов и нефти необходимо учитывать способность их электризоваться.

Защита от статического электричества должна осуществляться в соответствии с разделом 7.16 настоящих Правил.

3.22. Для сохранения качества и количества, особенно нефтей и легковоспламеняющихся нефтепродуктов, необходимо обеспечивать максимальную герметизацию всех операций при сливе-наливе и хранении.

4. ТЕРРИТОРИЯ И ЗОНЫ НЕФТЕБАЗ

4.1. Территория, сооружения, здания и другие объекты нефтебазы должны отвечать требованиям СНиП II-106-79 (Прил. 1, п. 75).

На каждом производственном (складском) здании должны быть обозначены категории производств по взрывопожарной и пожарной опасности и классы (зоны) по Правилам устройства электроустановок (Прил. 1, п. 90).

4.2. Расстояния от зданий и сооружений со взрывоопасными, взрывопожароопасными и пожароопасными производствами (в том числе резервуарных парков и сливно-наливных устройств) до зданий и сооружений соседних предприятий, жилых и общественных зданий, населенных пунктов и других объектов должны быть следующие:

┌──────────────────────────────────────────┬──────────────────────────────┐

│ │ Расстояние (в м) от зданий │

│ │и сооружений складов категории│

├──────────────────────────────────────────┼─────────────┬────────────────┤

│ │ I │ II и III │

├──────────────────────────────────────────┼─────────────┼────────────────┤

│1. Здания и сооружения соседних │100 │40 │

│предприятий │ │ │

│2. Лесные массивы: │ │ │

│ хвойных пород │100 │50 │

│ лиственных пород │20 │20 │

│3. Склады: лесных материалов, торфа, │100 │50 │

│волокнистых веществ, сена, соломы, а также│ │ │

│участки открытого залегания торфа │ │ │

│4. Железные дороги общей сети: │ │ │

│ на станциях │100 │80 │

│ на разъездах и платформах │80 │60 │

│ на перегонах │50 │40 │

│5. Автомобильные дороги общей сети: │ │ │

│ I, II и III категорий │50 │30 │

│ IV и V категорий │30 │20 │

│6. Жилые и общественные здания населенных │200 │100 │

│пунктов │ │ │

│7. Раздаточные колонки автозаправочных │30 │30 │

│станций общего пользования │ │ │

│8. Воздушные линии электропередачи │По ПУЭ-76 (Прил. 1, п. 85, 86)│

└──────────────────────────────────────────┴──────────────────────────────┘

Примечания. 1. Указанные расстояния определяются: между зданиями и сооружениями - как расстояния в свету между наружными стенами или конструкциями зданий и сооружений; до железных и автомобильных дорог - до границы полосы отвода земель соответствующих дорог; от сливно-наливных устройств - от оси железнодорожного пути со сливно-наливными эстакадами; от площадок (открытых и под навесами - для насосов, тары и др.) - от границ этих площадок.

2. Расстояние от зданий и сооружений нефтебазы II категории вместимостью свыше 50 тыс. куб. м принимать по п. 1 - 100 м, по п. 6 - 200 м.

3. При размещении нефтебаз в лесных массивах, когда строительство их связано с вырубкой леса, указанное в п. 2 расстояние до лесного массива хвойных пород допускается сокращать в два раза.

4. Расстояние от зданий и сооружений нефтебаз до участков открытого залегания торфа допускается сокращать в два раза при условии засыпки открытого залегания торфа слоем земли толщиной не менее 0,5 м в пределах половины расстояния от зданий и сооружений складов соответствующих категорий, указанного в п. 3.

5. Расстояние от зданий и сооружений нефтебаз до электроустановок следует принимать в соответствии с Правилами устройства электроустановок (см. Прил. 1, п. п. 85, 86).

6. Расстояние от двух смежно расположенных нефтебаз до зданий, сооружений и других объектов, указанных в таблице, следует принимать как от одной нефтебазы, определяя ее категорию по суммарной вместимости резервуаров обеих нефтебаз, и это расстояние должно быть не менее установленных в настоящем разделе расстояний между соответствующими зданиями и сооружениями одной нефтебазы.

7. В пределах указанных расстояний вне категории нефтебаз допускается размещение древесно-кустарниковых насаждений лиственных пород, садов, огородов и открытых складов несгораемых материалов.

4.3. Руководство нефтебазы должно установить постоянный контроль за противопожарными расстояниями между нефтебазой и соседними промышленными, общественными и жилыми постройками. В случае строительства на этой территории каких-либо объектов директор нефтебазы должен письменно предупредить застройщика, местные советские органы и Госпожнадзор о необходимости прекращения строительства, а также сообщить об этом вышестоящей организации.

4.4. Для более удобного и бесперебойного проведения всех операций, а также операций по противопожарным соображениям территория нефтебазы делится на зоны, в которых размещаются производственные, подсобные и административно-хозяйственные здания и сооружения.

Нефтебазы имеют зоны железнодорожного приема и отпуска, водного приема и отпуска, резервуарного хранения, розничного отпуска и производственных зданий и сооружений, очистных сооружений, подсобных зданий и сооружений, административных и хозяйственных зданий и сооружений.

Перечень

зданий, сооружений и устройств, размещаемых

в соответствующих зонах

Зоны Здания, сооружения, устройства, расположенные

в пределах зон

Железнодорожного приема Железнодорожные сливно-наливные устройства,

и отпуска насосные, компрессорные, хранилища жидкостей

в таре, погрузочно-разгрузочные площадки,

лаборатории, технологические трубопроводы

различного назначения, операторные помещения

для сливщиков-наливщиков и другие объекты,

связанные со сливно-наливными операциями

Водного приема и отпуска Морские и речные пирсы, причалы, насосные,

технологические трубопроводы, операторные,

помещения для сливщиков-наливщиков и другие

объекты, связанные со сливно-наливными

операциями в суда

Резервуарного хранения Резервуары, технологические трубопроводы,

газосборники, газовые обвязки, насосные,

операторные

Розничного отпуска Автоэстакады, устройства для налива

и производственных зданий нефтепродуктов в автоцистерны, разливочные,

хранилища для нефтепродуктов в таре, цеха

затаривания нефтепродуктов, цеха установки

регенерации отработанных масел,

маслоосветительные установки, насосные,

оперативные площадки чистой и грязной тары,

автовесы, погрузочные площадки, лаборатории

и другие производственные здания и сооружения

Очистных сооружений Буферные резервуары, песколовки, нефтеловушки,

флотаторы, фильтры, биофильтры, аэротенки,

хлораторные, озонаторные, пруды-отстойники,

пруды-испарители, разделочные резервуары,

шламонакопители (иловые площадки)

Подсобных зданий Ремонтно-механические мастерские, пропарочные

и сооружений установки, котельные, малярные цеха,

собственные электростанции, трансформаторные

подстанции и распределительные пункты,

водопроводные и канализационные сооружения,

складские сооружения для хранения тарных

нефтепродуктов, склады материалов, топливные

склады для нужд нефтебазы, цеха по ремонту и

производству нефтяной тары, объекты

и сооружения противопожарной службы

4.5. Руководство нефтебазы должно установить постоянный контроль за техническим состоянием строительных конструкций, производственных зданий и сооружений.

Необходимо уделить особое внимание несущим частям конструкции, подверженным динамическим нагрузкам, перекрытиям и фундаментам.

При обнаружении повреждений и неисправностей в зданиях в сооружениях должны быть немедленно приняты меры к предотвращению распространения повреждений и к их устранению.

4.6. Металлические конструкции в целях защиты от коррозии необходимо периодически окрашивать. Деревянные конструкции необходимо покрывать или пропитывать антисептиками (пораженные грибком деревянные конструкции должны заменяться новыми) и обеспечивать их огнезащиту согласно классу пожароопасности помещения.

4.7. За осадкой фундаментов наиболее ответственных зданий и сооружений (резервуаров, насосных, эстакад, водонапорных башен, дымовых труб, котельных и др.) в первый год их эксплуатации следует установить наблюдение с ежемесячным измерением осадки.

В последующие годы осадку фундаментов необходимо измерять через каждые 6 мес. до ее прекращения.

4.8. В соответствии с "Руководством по наблюдению за деформациями оснований и фундаментов зданий и сооружений" для измерения осадки на территории нефтебазы закладывается постоянный репер ниже глубины промерзания грунта либо привязывается к существующему реперу. В наружных стенах и колоннах наиболее ответственных сооружений постоянные реперы закладывают на высоте не более 20 см от отмостки.

4.9. Необходимо уделять особое внимание состоянию фундаментов основного оборудования (двигателей, насосов), а также состоянию фундаментов под трубами и другими технологическими сооружениями, следить за появлением трещин, разрушений от вибрации, температурных воздействий и других причин.

Обнаруженные в стенах и фундаментах трещины отмечают масляной краской с указанием номера каждой трещины. За развитием трещин должен быть установлен контроль при помощи маяков.

4.10. Территория нефтебаз в ночное время должна быть освещена. Искусственное освещение территории, сооружений, производственных и административных зданий должно отвечать требованиям техники безопасности и пожарной безопасности.

Освещение рабочих поверхностей мест производства работ, расположенных вне зданий, следует принимать согласно СНиП II-4-79 (Прил. 1, п. 63).

НОРМЫ ОСВЕЩЕННОСТИ РАБОЧИХ ПОВЕРХНОСТЕЙ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ

┌──────────────────────────┬────────────────────────────────────┬─────────┐

│ Характер работы │Освещаемые рабочие поверхности мест │Освещен- │

│ │ производства работ │ность, лк│

├──────────────────────────┼────────────────────────────────────┼─────────┤

│Работы средней точности │Помещения узлов управления задвиж- │30 │

│при отношении наименьшего │ками; места установки контрольно- │ │

│размера объекта различения│измерительных приборов (освещаемые │ │

│к расстоянию до глаз от │переносными светильниками); открытые│ │

│0,005 до 0,02 │сливно-наливные эстакады; закрытые │ │

│ │масляные эстакады; склады хранения │ │

│ │нефтепродуктов в таре и склады │ │

│ │горючих материалов │ │

│Работы малой точности при │Места измерений и управления │10 │

│отношении наименьшего │задвижками; лестницы; переходы; │ │

│размера объекта различения│площадки; морские и речные пирсы; │ │

│к расстоянию до глаз от │причалы; автовесы │ │

│0,02 до 0,05, а также │ │ │

│работы, требующие только │ │ │

│общего наблюдения за ходом│ │ │

│процесса │ │ │

│Грубые работы, требующие │Резервуарные парки; очистные │5 │

│различения объектов при │сооружения; газосборники и газовые │ │

│отношении наименьшего их │обвязки; водопроводные и │ │

│размера к расстоянию │канализационные сооружения; объекты │ │

│до глаз от 0,05 и более │и сооружения противопожарной службы │ │

│Работы, требующие │Проходные, гаражи; железнодорожные │2 │

│различения крупных │тупики; подсобные помещения │ │

│предметов, находящихся в │ │ │

│непосредственной близости │ │ │

│от рабочего │ │ │

└──────────────────────────┴────────────────────────────────────┴─────────┘

4.11. Освещенность площадок нефтебаз на уровне земли или дорожных покрытий должна соответствовать приведенным значениям.

ОСВЕЩЕННОСТЬ ПРОЕЗДОВ, ДОРОГ, ЛЕСТНИЦ И ДР.

┌────────────────────────────────────────────────────────┬────────────────┐

│ Освещаемые объекты │Освещенность, лк│

├────────────────────────────────────────────────────────┼────────────────┤

│Проезды с интенсивностью движения автомобилей в обоих │1,0 │

│направлениях (в сутки) менее 200 │ │

│Пожарные проезды, дороги для хозяйственных нужд, │0,5 │

│подъезды к зданиям │ │

│Пешеходные и велосипедные дорожки с движением: │ │

│ обычным │1,0 │

│ незначительным │0,5 │

│Лестницы и мостики для переходов │3,0 │

│(на площадках и ступенях) │ │

│Площадки, проезды, проходы, стоянки автотранспорта, │2,0 │

│не относящегося к территории города │ │

│Железнодорожные пути: │ │

│ стрелочные горловины │2,0 │

│ отдельные стрелочные переводы │1,0 │

│ железнодорожные пути, переезды │0,5 │

└────────────────────────────────────────────────────────┴────────────────┘

Наружное освещение должно иметь автономное ручное и автоматическое управление, независимое от управления освещением внутри зданий.

4.12. Вдоль границ территорий, охраняемых в ночное время, при отсутствии специальных технических средств охраны следует предусматривать освещение с ручным и автоматическим управлением. Освещенность в этом случае должна быть 0,5 лк на уровне земли в горизонтальной плоскости или на расстоянии 0,5 м от земли на одной стороне вертикальной плоскости, перпендикулярной к линии границы.

4.13. При проведении наружных работ следует предусматривать аварийное освещение, если отключение рабочего освещения и связанные с этим нарушения нормального обслуживания оборудования и механизмов может вызвать взрыв, пожар, отравление людей; длительное нарушение технологического процесса; нарушение работы диспетчерских пунктов, насосных установок водоснабжения, канализации и теплофикации для производственных помещений, в которых недопустимо прекращение работы и т.п.

Наименьшая освещенность рабочих поверхностей производственных помещений и территорий нефтебаз, требующих обслуживания при аварийном режиме, должна составлять 5% от освещенности, нормируемой для рабочего освещения, но не менее 2 лк внутри помещений и не менее 1 лк для территорий.

4.14. В местах производства работ, опасных для прохода людей, вне зданий следует предусматривать эвакуационное освещение, которое должно обеспечивать наименьшую освещенность на полу основных проходов (или на земле) и на ступенях лестниц: 0,5 лк в помещениях и 0,2 лк на открытых территориях.

Светильники аварийного освещения в помещениях могут быть использованы для эвакуационного освещения.

4.15. Для аварийного и эвакуационного освещения следует применять лампы накаливания; люминесцентные лампы - в помещениях с минимальной температурой воздуха не менее +5 °C и при условии питания ламп переменным током.

Ксеноновые лампы, лампы ДРЛ, металлогалогенные, натриевые лампы высокого давления для аварийного и эвакуационного освещения применять не допускается.

4.16. Территория нефтебаз должна быть ограждена, высота ограждения - не менее 2,1 м. Ограждение должно отстоять от сооружений и зданий (кроме административных) на расстоянии не менее 5 м. На территории нефтебазы следует устраивать не менее двух выездов для пожарных машин. Вход на территорию посторонним лицам воспрещается.

4.17. Для прохода людей на территорию нефтебазы и выхода с территории необходимо устраивать отдельные калитки или проходные помещения.

4.18. Для пешеходного движения по территории нефтебазы должны быть устроены асфальтированные или мощеные тротуары шириной не менее 0,75 м.

4.19. Все дороги и проезды на территории необходимо содержать в исправности, своевременно ремонтировать, в зимнее время очищать от снега, а в ночное время освещать.

4.20. Возможность закрытия отдельных переездов и участков дорог для ремонта (или по другим причинам) должна согласовываться с пожарной охраной предприятия. На период ремонтных и других работ на дорогах должны быть оставлены проезды шириной не менее 3,5 м или устроены мостики через траншеи.

4.21. Дороги, переезды и противопожарные разрывы между отдельными зданиями и сооружениями нельзя загромождать и использовать для складирования материалов, оборудования и т.д.

4.22. На свободных площадках нефтебазы допускается посадка лиственных деревьев и кустарников, разбивка газонов, при этом расстояние до обвалования резервуаров должно быть не менее 5 м.

Посадка деревьев и кустарников внутри обвалования резервуарных парков запрещается.

4.23. В местах возможного скопления горючих паров или газов проезд автомашин, тракторов, мотоциклов и другого транспорта запрещается. На этих участках должны быть установлены запрещающие знаки.

4.24. Территорию нефтебазы следует регулярно очищать от мусора, сухой травы, опавших листьев, производственных отходов, которые необходимо вывозить в места, согласованные с пожарной охраной.

4.25. Для обеспечения нормальной эксплуатации зданий, сооружений и территории нефтебазы должны содержать в исправном состоянии систему отвода поверхностных и грунтовых вод (канавы, кюветы, водосточные трубы, отвода и т.п.); автомобильные дороги, подъезды к пожарным гидрантам и водоемам, пожарные пирсы, мосты, переходы и др.; системы водоснабжения, пожаротушения, промышленной и хозяйственно-фекальной канализации, дренажа и теплоснабжения; источники питьевой воды, водоемы и санитарные зоны охраны источников водоснабжения; обвалование резервуарных парков, очистные сооружения; ограждение территории.

4.26. Применение открытого огня на территории нефтебазы категорически запрещается. Для сварочных и других огневых работ должна быть специально оборудованная и обозначенная знаками площадка. Расположение ее должно быть определено приказом по нефтебазе и согласовано с пожарной охраной.

Сварочные работы на территории нефтебазы вне отведенных площадок, в помещениях, сооружениях и технологических установках выполняются только по письменному разрешению руководства нефтебазы в соответствии с "Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР".

4.27. Подземные технологические трубопроводы, сети водопровода, канализации и теплоснабжения, кабельные и другие коммуникации, сооружения и колодцы должны иметь на поверхности земли указатели с соответствующей привязкой.

4.28. Подъезды и подходы к пожарному оборудованию и пожарным гидрантам должны быть всегда свободны: у пожарных гидрантов и пожарных водоемов должны быть вывешены надписи-указатели, позволяющие быстро определять место их расположения.

4.29. Ответственность за техническую эксплуатацию территории отдельных цехов несут их руководители.

5. ПРИЕМ И ОТГРУЗКА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

5.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

5.1.1. Нефть и нефтепродукты транспортируют по магистральным нефтепроводам и нефтепродуктопроводам, железнодорожным, автомобильным, воздушным, морским и речным транспортом в соответствии с действующими на каждом виде транспорта правилами, утвержденными в установленном порядке. Нефтебазы должны иметь обязательства по поставке нефтепродуктов потребителям в заданном ассортименте, объемах и сроках поставки.

5.1.2. Принимать и отгружать нефтепродукты нефтебазы должны только через специальные сливно-наливные устройства:

железнодорожные цистерны - на специальных эстакадах, через отдельные стояки или сливные приборы;

морские и речные суда - у причальных сооружений или беспричальным наливом;

автомобильные цистерны - на станциях налива, автоэстакадах и через отдельные стояки;

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

по отводам от магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.

5.1.3. Упаковка, маркировка, виды транспорта и хранения должны соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84 (Прил. 1, п. 35).

Условия упаковки, маркировки, хранения и транспортирования нефти и нефтепродуктов, не предусмотренные ГОСТ 1510-84, устанавливаются стандартами и техническими условиями.

5.1.4. Железнодорожные и автомобильные цистерны, наливные суда должны иметь исправные сливно-наливные запорные устройства (системы), крышки колпаков и люков с прокладками, стойкими к нефтепродуктам и предотвращающими выплескивание и подтекание нефтепродуктов при транспортировании.

5.1.5. Температура нефтепродуктов, наливаемых в транспортные средства, не должна превышать температуру начала кипения. Не допускается налив легковоспламеняющихся нефтепродуктов свободно падающей струей.

5.1.6. Высоковязкие разогретые нефтепродукты следует наливать в железнодорожные цистерны, наливные суда, бункерные полувагоны, автобитумовозы, автогудронаторы при температурах, предусмотренных правилами перевозок грузов, техническими условиями или правилами техники безопасности.

5.1.7. Вязкие и высокозастывающие нефти и нефтепродукты (масла, мазуты, эмульсоны и другие) следует загружать в железнодорожные цистерны с нижним сливным прибором, а также в суда, оборудованные средствами разогрева продукта.

5.1.8. На каждой нефтебазе и ее филиалах должна быть составлена технологическая схема, в которой указывают расположение, присвоенные номера и обозначения резервуарных парков, резервуаров, насосных установок, сливно-наливных и раздаточных устройств, технологических трубопроводов, задвижек.

К технологической схеме должны быть приложены таблицы управления задвижками при операциях перекачки нефти и нефтепродуктов.

Технологическая схема должна быть утверждена главным инженером нефтебазы, а где нет его, главным инженером управления или заместителем председателя Госкомнефтепродукта союзной республики и находиться в специально отведенном месте (диспетчерской, операторной или у руководства).

5.1.9. Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных коммуникациях, расположении арматуры, должны заноситься в технологическую схему и доводиться до обслуживающего персонала.

5.1.10. Каждый резервуар должен иметь паспорт и технологическую карту (Прил. 3). Технологические карты на резервуары утверждаются руководством нефтебазы и вывешиваются в производственных помещениях операторов.

В соответствии с технологической картой на корпусе резервуара около уровнемера и на крыше около замерного люка наносится несмываемой краской значение базовой высоты (высотного трафарета) и максимального предельного уровня наполнения, на корпусе резервуара с понтоном, кроме того, надпись "С понтоном", а около уровнемера - значение базовой высоты.

5.1.11. Максимальная производительность наполнения (опорожнения) резервуаров не должна превышать величин, указанных в типовых проектах (Прил. 4). Производительность наполнения (опорожнения) резервуаров с понтонами (плавающими крышами) в соответствии с типовым проектом должна быть такой, чтобы скорость подъема (опускания) понтона не превышала 6,0 м/ч.

5.1.12. Обслуживающий персонал, проводящий технологические операции по приему и отгрузке нефти и нефтепродуктов, должен:

знать технологические схемы трубопроводных коммуникаций и руководствоваться данными, приведенными в технологических картах;

уметь безошибочно переключать задвижки при авариях и пожарах;

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

измерять и определять массу принимаемых, хранимых, сдаваемых нефтепродуктов;

решать вопросы организации сохранности качества и количества нефтепродуктов на нефтебазе.

5.1.13. Перекачку нефтепродуктов разрешается начинать только по указанию ответственного лица по выполнению товарно-транспортных операций.

5.1.14. Разрешение на перекачку (при выполнении или опорожнении резервуаров) должно быть дано после того, как обслуживающий персонал убедится в правильности открытия задвижек, связанных с данной перекачкой. Открывать и закрывать резервуарные задвижки необходимо плавно.

При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением следует предусматривать сигнализацию, указывающую положение запорного устройства задвижки. Сведения о перекачке должны заноситься в журнал слива-налива нефтепродуктов. Страницы журнала должны быть прошнурованы, пронумерованы и скреплены печатью.

5.1.15. Если по измерениям уровня продукта в резервуаре или по другим данным обнаружится, что нормальное наполнение или опорожнение резервуара нарушено, немедленно должны быть приняты меры к выяснению причин нарушения и к их устранению. В необходимых случаях перекачка должна быть остановлена.

5.1.16. При переключении резервуаров во время перекачки необходимо сначала открыть задвижки свободного резервуара, а потом закрыть у заполненного и убедиться, что нефтепродукт поступает в подключенный резервуар.

Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышения давления в случае неправильного переключения задвижек.

5.1.17. При заполнении резервуара необходимо строго контролировать окончание налива, не допуская перелива резервуара или подъема понтона выше верхнего крайнего положения.

5.1.18. Уровень нефтепродуктов при заполнении резервуаров устанавливается по проекту с учетом расположения пеногенераторов, пенокамер и температурного расширения жидкости при нагревании.

5.1.19. Во время сброса из резервуара отстоявшейся воды и грязи нельзя допускать натекания нефтепродукта.

5.1.20. Измерение массы, уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся под избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства системами измерительных устройств ("Квант", "Радиус", УДУ, ПСР и др.), предусмотренными проектами. В резервуарах с избыточным давлением в газовом пространстве до 200 мм вод. ст. допускается измерять уровень и отбирать пробы через замерный люк вручную с соблюдением требований безопасности.

5.1.21. В резервуарах с газовой обвязкой измерять уровень и отбирать пробы нефтепродукта следует с помощью приборов, предусмотренных проектом, уровнемерами, пробоотборниками и др. Допускается измерять уровень и отбирать пробы вручную в исключительных случаях. При этом резервуар должен быть отсоединен от газоуравнительной системы закрытием задвижки на трубопроводе газовой обвязки.

5.1.22. В резервуарах с понтонами и плавающими крышами измерения уровня и отбор проб могут быть осуществлены как с помощью приборов, так и вручную через замерный люк, при условии, что груз рулетки и пробоотборник изготовлены из материала, не дающего искр при ударе.

5.1.23. При измерении уровня нефтепродукта в резервуаре вручную рулетку с грузом необходимо опускать в установленной постоянной точке и проверять правильность погружения ее по базовой высоте (высотному трафарету).

5.1.24. При отборе проб из резервуара нельзя допускать разлива нефтепродукта. При случайном разливе нефтепродукта его следует немедленно удалить. Оставлять на крыше ветошь, паклю, различные предметы запрещается.

5.2. СЛИВ-НАЛИВ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЕ ЦИСТЕРНЫ

5.2.1. Подача железнодорожных цистерн под слив или отвод их с нефтепродуктами должны осуществляться в соответствии с требованиями "Правил перевозок грузов" Министерства путей сообщения СССР (раздел 41, прил. 1, раздел 42, прил. 1) (Прил. 1, п. 107).

5.2.2. Подача под слив и налив и вывод железнодорожных цистерн должны производиться плавно, без толчков и рывков.

Для торможения вагонов-цистерн должны применяться башмаки из дерева или металла, не дающего при ударе искр. Торможение брусьями, досками или другими предметами запрещается.

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

5.2.3. Сортировка железнодорожных цистерн, сцепка и расцепка их должны осуществляться вне пункта слива и налива нефтепродуктов.

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

5.2.5. Территория сливно-наливных устройств, железнодорожные подъездные пути должны всегда содержаться в чистоте, в зимнее время их необходимо очищать от снега.

5.2.6. Работникам, не связанным со сливно-наливными операциями, находиться в зоне налива нефтепродуктов запрещается.

5.2.7. Перед сливом или наливом нефтепродуктов должна быть проверена правильность открытия всех переключающих задвижек и вентилей, а также исправность всех сливно-наливных устройств, плотность соединений шлангов или телескопических труб, а обнаруженная течь немедленно устранена. Если неисправность невозможно устранить, стояки или секции, где обнаружена течь, должны быть отключены.

5.2.8. После окончания слива-налива нижние сливные приборы и устройства налива должны быть отведены от цистерн с соблюдением мер безопасности.

5.2.9. Время слива-налива маршрутов, групп и одиночных вагонов-цистерн устанавливается договором с железной дорогой согласно "Правилам перевозки грузов" (разд. 41, § 27, 28, 29, 30).

5.2.10. Разлитые нефтепродукты во время сливно-наливных операций необходимо убирать, а зачищенные места засыпать песком.

5.2.11. Для освещения фронта слива-налива применяются прожекторы, а также стационарные светильники повышенной надежности против взрыва (ПУЭ-76, разд. VII, табл. VII-3-12, Прил. 1, п. 90).

5.2.12. Для местного освещения во время сливно-наливных операций на эстакадах необходимо применять только аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении.

5.2.13. Слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн осуществляют при помощи насосов по трубопроводам или самотеком в желоба или заглубленные резервуары.

5.2.14. Светлые нефтепродукты (бензин, керосин, дизельное топливо) из железнодорожных цистерн должны сливаться через нижние сливные приборы, а в случае их неисправности или отсутствия - через люки цистерны.

Для слива бензинов с высокой упругостью паров могут применяться вакуум-насосы, эжекторы и другие средства, обеспечивающие полный слив железнодорожных цистерн.

5.2.15. Слив и налив нефтепродуктов во время грозы запрещается. Люки цистерн должны быть закрыты.

5.2.16. Под налив должны подаваться исправные цистерны, соответствующие роду наливаемого продукта.

Подготовку цистерн под налив нефтепродуктов производит железная дорога или грузоотправитель за счет железной дороги по соглашению, с соблюдением требований, предусмотренных типовым технологическим процессом подготовки цистерн и ГОСТ 1510-84.

5.2.17. Пригодность цистерн под перевозку соответствующего груза в коммерческом отношении определяет отправитель, который несет ответственность за порчу нефти или нефтепродукта в результате налива в несоответствующую или неочищенную цистерну, а также за последствия неправильного их использования.

В пунктах налива нефтегрузов цистерны, предъявляемые под налив, осматривают инспекторы-приемщики грузоотправителя одновременно с работниками дороги на путях станции или промывочно-пропарочных предприятиях до подачи под налив.

5.2.18. Перед наливом железнодорожных цистерн необходимо:

установить визуально степень загрязнения наружной и внутренней поверхностей цистерн, проверить наличие посторонних предметов;

измерить остаток нефтепродукта, определить его марку и соответствие наливаемому нефтепродукту, установить внутри цистерны наличие мазеобразных отложений, льда или воды и пригодность цистерны под перевозку груза в коммерческом отношении;

установить наличие остатка под колпаком или в торцах котла цистерны;

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

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

определить неисправность гаек-барашек, препятствующую герметичному закрытию крышки колпака, или отсутствие их;

установить наличие заглушки патрубка нижнего сливного прибора, прижимного винта или скобы заглушки или повреждение их;

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

Все отмеченные неисправности и недостатки оформляются актом общей формы.

Налив железнодорожных цистерн без отметки технического осмотра не допускается.

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

Дефекты внутренней поверхности котла цистерны, обнаруженные в пункте налива нефтегрузов после приема цистерны инспекторами-приемщиками, устраняет грузоотправитель.

При подаче цистерн с промывочно-пропарочных предприятий на пункт налива по истечению суток с момента подготовки их, а также при поступлении цистерн под налив с открытыми крышками люков дефекты внутренней поверхности котла устраняет грузоотправитель за счет железной дороги.

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

5.2.21. Налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны должен производиться спокойной, ровной (непадающей) струей, без разбрызгивания и всплескивания до установленного уровня с учетом возможного расширения от повышения температуры в пути следования.

5.2.22. При обнаружении течи в железнодорожной цистерне налив должен быть немедленно приостановлен до полного устранения неисправности. Если течь устранить невозможно, цистерна должна быть освобождена от налитого нефтепродукта и возвращена на станцию отправления.

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

5.2.24. По окончании налива нефтепродуктов в железнодорожные цистерны шланги и стояки, расположенные по верху наливных эстакад, должны быть освобождены от нефтепродуктов, а крышки люков цистерн герметично закрыты.

5.2.25. Перед сливом цистерн следует проверить целостность пломб отправителя с представителем железной дороги, затем взять накладные и паспорта качества, отобрать пробы в соответствии с ГОСТ 2517-80, измерив при этом плотность, температуру и высоту наполнения.

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

В случае затруднения слива вязких и застывающих нефтепродуктов и необходимости разогрева их в холодный период года (с 15 октября по 15 апреля) грузополучателю предоставляется на разогрев и слив таких грузов льготное время согласно "Правилам перевозок грузов" (разд. 41, § 38).

5.2.27. При необходимости разогрева вязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов в теплый период года начальник станции дополнительно к установленному сроку слива может предоставить грузополучателю дополнительное время в соответствии с § 39 "Правил перевозок грузов".

5.2.28. Если нефть или нефтепродукт прибыли в несоответствующей цистерне (например, мазут, масло в цистерне с верхним сливом), по просьбе грузополучателя срок слива таких цистерн увеличивается, но не должен быть более срока, установленного для механизированного способа слива.

5.2.29. При подаче под слив цистерн с неисправными сливными приборами получателю предоставляется дополнительное время для слива (выгрузки) по соглашению начальника станции с грузополучателем или объединенным транспортным хозяйством.

О прибытии нефти или нефтепродукта в несоответствующей цистерне или в цистерне с неисправным сливным прибором станция слива составляет акт общей формы с участием грузополучателя.

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

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

5.2.31. Разогревать застывшие нефти и нефтепродукты в железнодорожных цистернах, а также в сливно-наливных устройствах цистерн можно только паром, горячей водой, нагретым нефтепродуктом (циркуляционный метод), песком или электронагревателями. Категорически запрещается применять для этой цели открытый огонь (костры, жаровни, факелы, паяльные лампы и др.).

5.2.32. Паровые змеевики и электрические грелки должны включаться в работу только после погружения их в нефтепродукт на глубину не менее 50 см от уровня жидкости до верхней кромки подогревателя.

Во время подогрева необходимо следить за тем, чтобы при расширении нефтепродукта с повышением температуры не произошло выброса из цистерны.

Температура подогрева жидкости в цистернах должна быть ниже температуры вспышки паров данного нефтепродукта на 15 °C.

5.2.33. Электрические грелки разрешается применять при подогреве нефтепродуктов с температурой вспышки не ниже +80 °C.

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

5.2.34. Перед установкой грелок необходимо проверить их исправность. Неисправные и незаземленные электрические грелки эксплуатировать запрещается.

5.2.35. Электрические грелки должен подключать персонал с квалификационной группой не ниже III согласно "Правилам технической эксплуатации электроустановок потребителей и правилам техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей".

5.2.36. При достижении заданной температуры подогрева (см. п. 5.2.32) все грелки должны быть выключены.

До начала слива необходимо прекратить подачу пара и выключить ток.

Категорически запрещается сливать нефтепродукты при включенных грелках.

5.2.37. Налив и слив этилированных бензинов должен осуществляться в строгом соответствии с инструкцией по мерам безопасности при обращении с этилированным бензином.

5.2.38. Любое перемещение железнодорожных цистерн на эстакадах должно быть обязательно согласовано с оператором (старшим оператором) участка (цеха) налива-слива нефтепродуктов и тщательного осмотра готовности цистерн к перемещению.

5.3. ПОГРУЗКА-ВЫГРУЗКА СУДОВ

5.3.1. Каждое судно, прибывающее под погрузку-выгрузку нефти и нефтепродуктов, должно по своей квалификации, конструкции, оборудованию, снабжению и режиму отвечать Правилам Речного Регистра РСФСР, Правилам Морского Регистра СССР, Правилам технической эксплуатации речного транспорта РСФСР, Правилам пожарной безопасности на нефтеналивных судах морского и речного флота; быть подготовленным к погрузке нефти или нефтепродуктов в соответствии с ГОСТ 1510-84, иметь калибровочные таблицы на грузовые танки, утвержденные в установленном порядке.

5.3.2. Нефтепродукты, перевозимые в морских судах наливом, разделяются на три разряда в зависимости от температуры вспышки нефтепродуктов. К первому разряду относятся нефтепродукты, имеющие температуру вспышки ниже 28 °C. Ко второму разряду относятся нефтепродукты, имеющие температуру вспышки 28 - 65 °C. К третьему разряду относятся нефтепродукты, имеющие температуру вспышки от 65 °C и выше.

5.3.3. Погрузку и выгрузку нефтепродуктов первого разряда, а также перекачку из одного танкера в другой необходимо производить при закрытых люках грузовых танков.

5.3.4. До начала погрузки нефтепродуктов в судно капитан обязан получить от нефтебазы сведения о наименовании нефтегруза, его температуре, температуре вспышки, плотности и количестве, без чего капитан не имеет права принимать груз. Грузоотправитель несет ответственность за правильность сведений о грузе.

5.3.5. Капитан, принявший нефтегруз к перевозке, в случаях сомнения может требовать проверки (путем анализа) правильности сделанного грузоотправителем сообщения.

5.3.6. Суда, груженные нефтепродуктами первого разряда (или разгруженные от них, но недегазированные), не должны швартоваться к другим судам и другие к ним, даже если последние стояли в местах, отведенных для выгрузки опасных грузов, кроме лихтеров и портовых судов, если они признаны Морским Регистром безопасными в отношении швартовки и производства каких-либо работ рядом с нефтепродуктами первого разряда.

В тех случаях, когда в порту нет места для швартовки судна, пришедшего с грузом нефтепродуктов первого разряда, его нужно остановить на рейде, в стороне от обычного пути судов, входящих в данный порт и выходящих из него.

5.3.7. Нефтепродукты, перевозимые в речных судах наливом, разделяются на два класса: к первому относятся нефтепродукты с температурой вспышки паров 45 °C и ниже; ко второму - нефтепродукты с температурой вспышки паров выше 45 °C.

5.3.8. Швартовка судов с нефтепродуктами, температура вспышки которых 28 °C и ниже, у причалов должна производиться только неметаллическими канатами.

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

5.3.9. Для определения возможности погрузки и выгрузки нефтепродуктов пришвартовавшееся нефтеналивное судно тщательно осматривают представители водного транспорта, нефтебазы и пожарной охраны.

5.3.10. При операции погрузки-выгрузки нефтепродуктов ответственный нефтебазы по сливу-наливу должен дать четкие указания обслуживающему персоналу смены:

до погрузки судов проверить подготовленность грузовых танков в соответствии с ГОСТ 1510-84;

до выгрузки судов взять паспорта качества, отобрать пробы нефтепродукта в соответствии с ГОСТ 2517-80, сделать анализ взятых проб;

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

провести контрольное измерение массы нефтепродуктов в резервуарах, подготовленных для сливно-наливных операций, а также убедиться в исправности оборудования этих резервуаров;

наметить схему погрузки-выгрузки и определить шлангующие устройства для подсоединения к судну;

присоединить выбранные шлангующие устройства и подготовить насосы и трубопроводы согласно выбранной технологической схеме перекачки; шлангующие устройства, подаваемые с берега, присоединяет экипаж судна; устройства, подаваемые с судна на берег, - персонал нефтебазы;

дать распоряжение о приеме (отпуске) нефтепродуктов; в случаях появления угрозы выхода судна за зону действия шлангующих устройств необходимо быстро прекратить погрузку-выгрузку;

по окончании выгрузки-погрузки произвести зачистку шлангующих устройств и коммуникаций;

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

5.3.11. Указание о подготовке к перекачке должно оформляться заданием, которое заносится в специальный журнал (Прил. 5).

5.3.12. Ответственный работник нефтебазы должен дать распоряжение о начале перекачки только после подтверждения выполнения его указаний по подготовке к погрузке-выгрузке.

5.3.13. Погрузку нефтеналивных судов и выгрузку барж должны производить силами и средствами нефтебазы. Танкеры должны сливаться своими средствами. В пунктах, где у отправителей и получателей отсутствуют средства налива и слива, эти операции могут выполняться пароходствами по договорам с нефтебазой со взысканием стоимости работ по действующим тарифам.

5.3.14. Нормы времени на погрузку-выгрузку нефтеналивных судов устанавливают приказами министерств морского и речного флота по согласованию с комитетами союзных республик или их территориальными управлениями с учетом диаметра и длины трубопроводов, геодезических отметок (резервуар - судно), типов судов и безопасных скоростей перекачки бензина.

5.3.15. При сливе и наливе нефтепродуктов с температурой вспышки паров 120 °C и ниже должны применяться закрытые сливно-наливные устройства.

5.3.16. Для нефтепродуктов с температурой вспышки паров 120 °C и мазутов допускается негерметизированная погрузка-разгрузка судов.

5.3.17. При обнаружении в судне обводненных или загрязненных нефтепродуктов и подтоварной воды нефтебаза и пароходство обязаны принять меры, обеспечивающие выкачку и размещение таких нефтепродуктов в резервуарах отдельно от качественных. В целях подготовки специальных резервуаров капитан судна или диспетчер порта информирует нефтебазу о таких случаях заблаговременно.

5.3.18. Обслуживающему персоналу причала и судна необходимо вести постоянное наблюдение за ходом погрузки или выгрузки.

5.3.19. Вязкие и застывшие нефтепродукты перед сливом из речных нефтеналивных судов должны быть предварительно подогреты до температур, при которых обеспечивается перекачка и выполнение установленных сроков выгрузки, но не выше 70 °C.

5.3.20. Для предотвращения порчи качества масел в наливных судах их подогревают при помощи стационарных подогревательных устройств судна.

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

5.3.22. Запрещается погрузка на морской танкер горючих нефтепродуктов, имеющих при погрузке температуру выше 65 °C.

Прием на судно горючих нефтепродуктов тяжелых сортов (мазута, автола, нигрола) в Каспийском бассейне допускается при температуре в момент погрузки: 80 °C мазута, 70 °C автола и нигрола с соблюдением требований, предусмотренных п. 2 общих "Правил перевозок грузов, пассажиров и багажа по морским путям сообщения на судах Министерства морского флота 4-М" (Прил. 1, п. 100).

5.3.23. Запрещается погрузка нефтепродуктов первого разряда в морские суда, предназначенные для перевозки нефтепродуктов второго и третьего разрядов.

5.3.24. Лица, работающие на грузовой палубе по погрузке или разгрузке нефтепродуктов первого разряда, должны быть обеспечены обувью на деревянных шпильках или с пришитыми подошвами или галошами. В это время им запрещается держать при себе спички, зажигалки и металлические предметы, которые могут вызвать искру при падении.

5.3.25. Запрещается выгружать нефтепродукты первого разряда из судов непосредственно в вагоны-цистерны и обратно.

5.3.26. Массу принятого из наливных судов продукта нужно измерять в соответствии с "Инструкцией по количественному учету нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и АЗС Госкомнефтепродукта СССР".

5.3.27. Если в лаборатории установят, что качество нефтепродукта не соответствует стандарту, его необходимо слить в отдельный свободный резервуар. На нефтебазах, где нет лаборатории, нефтепродукты принимают на основании паспорта качества грузоотправителя после определения цвета (визуально) и плотности нефтепродукта.

5.3.28. После слива нефтепродукта пробу из резервуара вместе с пробой из наливного судна отправляют на анализ в лабораторию.

5.3.29. При отгрузке нефтепродуктов в наливное судно грузоотправитель в присутствии представителя судна отбирает в установленном порядке среднюю пробу, часть этой пробы опечатывает и через капитана судна передает грузополучателю (капитанская проба) для анализа в своей лаборатории (при поступлении нестандартного груза). Капитанскую пробу хранят на случай арбитражного анализа.

5.3.30. При выгрузке нефтепродуктов из нефтеналивных судов измеряют уровень в танках судна до опорожнения и после него.

Отобранные из судна, согласно ГОСТ 2517-80, пробы представители пароходства и нефтебазы опечатывают и хранят на нефтебазе до окончательной сдачи груза вместе с капитанской пробой, отобранной в пункте отправления.

При разногласиях по качеству сдаваемых нефтепродуктов отобранные пробы используются для анализов с участием представителя пароходства или в нейтральной лаборатории.

5.3.31. На судах, перевозящих нефтепродукты второго и третьего разрядов, при наличии деревянного настила допускается перевозка на палубе нефтепродуктов третьего разряда в таре: в стальных бочках с герметической укупоркой; в прочных жестяных бидонах (с герметическими крышками или пробками), заключенных в деревянные клетки. Нефтепродукт в таре с нарушенной герметичностью к отгрузке не принимается.

5.3.32. Погрузку и выгрузку затаренных нефтепродуктов первого и второго разрядов производят с особой осторожностью и под непрерывным наблюдением помощника капитана.

Подъем и отпуск груза необходимо производить плавно, без рывков и ударов тары друг о друга или о судно. При грузовых работах необходимо в местах возможных ударов прокладывать маты или щиты.

5.4. ОТПУСК НЕФТЕПРОДУКТОВ В АВТОЦИСТЕРНЫ И ТАРУ

5.4.1. Нефтепродукты в автоцистерны отпускают через системы налива типа АСН, автоэстакады и одиночные автостоянки.

5.4.2. Сливать и наливать легковоспламеняющиеся и горючие нефтепродукты на одной площадке под общим навесом допускается в порядке исключения.

5.4.3. Для обеспечения правильного пользования АСН при наливе автоцистерн водители должны пройти на станции налива инструктаж.

5.4.4. Налив нефтепродуктов в автоцистерны должен производиться при неработающем двигателе, водитель обязан контролировать процесс налива. При автоматической системе налива водитель должен выполнять действия, предусмотренные инструкцией для этой системы. На автоналивной эстакаде должен быть строп или штанга для отбуксировки автоцистерн в случае пожара. Допускается налив при работающем двигателе в условиях низких температур.

5.4.5. Налив нефтепродуктов системами АСН осуществляется в следующем порядке:

водитель, подъехав к диспетчерской, сдает документы на право получения нефтепродукта;

диспетчер определяет номер поста налива, сбрасывает показания пульта на нуль, ставит ключ управления в положение "Разрешено" и передает водителю ключ (или два ключа, если налив будет двумя системами);

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

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

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

5.4.6. В автоцистернах должны быть исправными сливно-наливные запорные устройства, крышки люков с прокладками, стойкими к нефтепродуктам и не допускающими выплескивания и подтекания нефтепродуктов при транспортировании.

5.4.7. Автомобильные цистерны, подаваемые под налив нефтепродуктов, должны быть подготовлены согласно ГОСТ 1510-84, табл. 2.

5.4.8. Должностные лица нефтебазы обязаны перед наливом в цистерны легковоспламеняющихся нефтепродуктов проверить исправность искрогасителя, заземляющего устройства, наличие двух огнетушителей, песочницы с сухим песком и лопаты.

На цистерне должны быть знак опасности согласно ГОСТ 19433-81 (Прил. 1, п. 52), заземляющая цепь длиной 100 - 200 мм, которая касается земли.

Неисправные и неукомплектованные пожарным инвентарем автоцистерны к погрузке не допускаются. Автоцистерны должны быть обязательно заземлены.

5.4.9. Нефтепродукты отпускают в мелкую тару (бочки, бидоны и др.) через разливочные. Этилированные бензины отпускают отдельно от других нефтепродуктов.

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

металлическая, деревянная, полиэтиленовая тара (бочки, бидоны, барабаны, ящики, банки и др.) должна соответствовать действующим стандартам или техническим условиям и обеспечивать сохранность качества нефтепродуктов;

тара перед наливом должна быть чистой и сухой, в случае необходимости ее пропаривают, моют и сушат;

деревянные бочки и ящики, металлофанерные и фанерные бидоны и барабаны, служащие для разовой перевозки нефтепродуктов, должны быть новыми и чистыми;

непосредственно перед наливом тару осматривают внутри с помощью лампочки во взрывозащищенном исполнении и при обнаружении посторонних предметов, грязи бракуют;

налив нефтепродукта в тару с остатком другого нефтепродукта допускается только в том случае, если этот остаток не испортит наливаемого нефтепродукта;

после налива нефтепродукта тару плотно закрывают пробками.

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

5.4.12. Разрешается отпускать легкоиспаряющиеся нефтепродукты в бочки, установленные в кузове автомобилей, при условии выполнения следующих требований:

оперативная площадка для отпуска нефтепродуктов должна иметь твердое покрытие и располагаться не ближе чем в 30 м от резервуарных парков;

налив производить в бочки, установленные в кузове только одного автомобиля, в исключительных случаях разрешается производить эти операции одновременно на двух автомобилях, если наливные устройства расположены друг от друга на расстоянии не ближе 15 м;

глушитель автомобиля, в кузове которого установлены бочки, должен быть выведен под двигатель или радиатор;

автомобиль, поданный под налив нефтепродуктов в бочки, должен быть установлен на расстоянии 5 - 7 м от бензосчетчиков, во время налива двигатель должен быть выключен; на заправочной площадке должен быть трос или штанга для отбуксировки автомобиля в случае пожара;

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

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

5.4.13. Обслуживающий персонал обязан:

знать схемы размещения оперативных площадок и безошибочно выполнять операции отпуска нефтепродуктов потребителям;

соблюдать схему движения автотранспорта в оперативной зоне в соответствии с требованиями пожарной безопасности;

выполнять все требования по уходу за счетчиками и весами, используемыми для учета отпускаемых нефтепродуктов, в соответствии с паспортом и инструкцией по эксплуатации;

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

хранить тарные грузы (бочки, бидоны, ящики и др.) согласно требованиям пожарной безопасности и настоящих Правил.

5.4.14. Заправка автомобилей и отпуск расфасованных в мелкую тару нефтепродуктов осуществляется через АЗС, которые эксплуатируются в соответствии с "Правилами технической эксплуатации автозаправочных станций".

5.5. ПЕРЕКАЧКА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

ПО ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ТРУБОПРОВОДАМ НЕФТЕБАЗ

5.5.1. Технологические трубопроводы должны обеспечивать бесперебойное выполнение всех операций по приему, хранению, наливу и отпуску нефти и нефтепродуктов без порчи качества и количественных потерь.

5.5.2. Обвязка резервуаров технологическими трубопроводами должна предусматривать возможность перекачки нефти и нефтепродукта из одного резервуара в другой в случае необходимости или аварии.

5.5.3. Обслуживающий персонал должен знать схему расположения трубопроводов, арматуры, оборудования, их назначение, устройство и инструкции по эксплуатации.

5.5.4. Перекачка различных нефтепродуктов по технологическим трубопроводам должна производиться в соответствии с ГОСТ 1510-84 и нормами технологического проектирования нефтебаз.

Нефтепродукты, применяемые в авиационной технике, а также прямогонный бензин и другие неэтилированные бензины следует перекачивать по отдельным нефтепродуктопроводам, предназначенным только для нефтепродуктов одной группы.

Перекачка нефтепродуктов по внутрибазовым нефтепродуктопроводам допускается при условии предварительного освобождения их от остатков ранее перекачиваемых нефтепродуктов.

Топлива РТ, Т-6 и другие термостабильные топлива для реактивных двигателей, авиационные бензины и авиационные масла следует перекачивать по отдельным нефтепродуктопроводам, предназначенным только для нефтепродуктов одной группы.

5.5.5. Перед каждой перекачкой трубопроводы следует тщательно осматривать, а выявленные дефекты немедленно устранять.

При осмотрах необходимо особое внимание обращать на состояние опор, их исправность и правильное положение труб. Компенсаторы, шарнирные соединения должны иметь свободное движение и обеспечивать герметичность.

5.5.6. При перекачке нефтепродуктов за трубопроводами должно быть установлено наблюдение.

Нельзя допускать превышения установленного для данного трубопровода давления.

5.5.7. Во избежание гидравлического удара и аварии трубопроводов задвижки, краны, вентили нужно открывать и закрывать плавно.

Запорные устройства следует содержать в полной исправности, предполагая возможность надежного, плавного и быстрого перекрытия потока жидкости.

5.5.8. После проведения измерений, оперативного переключения или осмотра арматуры и устройств, расположенных в колодцах, крышки последних следует немедленно закрывать.

Не допускается применять для открытия и закрытия крышек и арматуры ломы, трубы и другие предметы, которые могут вызвать искру или поломку.

5.6. ПРИЕМ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ПО ОТВЕТВЛЕНИЯМ

ОТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДА

5.6.1. Нефтепродуктопроводы на территории нефтебаз и пунктах налива нефтепродуктов должны оборудоваться предохранительными клапанами. Сброс нефтепродуктов от этих клапанов следует предусматривать в специальные резервуары, объем и число которых определяется по нормам технологического проектирования.

5.6.2. Нефтепродуктопроводы должны быть оборудованы устройствами контроля за их техническим состоянием, а также средствами автоматизации, обеспечивающими ручное, местное и дистанционное закрытие запорной арматуры с диспетчерского пункта магистрального трубопровода или нефтебазы в случае утечек продукта из трубопровода.

5.6.3. Необходимо предусматривать управление запорной арматурой нефтепродуктопроводов: местное (наладочный режим) и дистанционное (автоматическое) - диспетчером магистрального нефтепродуктопровода или оператором нефтебазы.

5.6.4. Транспортировка нефтей различной степени подготовки, нефтепродуктов нескольких марок или видов (за исключением топлив РТ и Т-6 и других термостабильных топлив для реактивных двигателей, авиационных бензинов и авиационных масел) по магистральным нефтепроводам и нефтепродуктопроводам допускается производить последовательной перекачкой в соответствии с нормами по последовательной перекачке при условии сохранения качества нефтей и нефтепродуктов в пределах, установленных стандартами.

Последовательная перекачка топлив для реактивных двигателей (за исключением топлив РТ и Т-6 и других термостабильных топлив для реактивных двигателей) по одному магистральному нефтепродуктопроводу должна производиться в контакте только с дизельным топливом.

5.6.5. Допускается последовательная перекачка по одному нефтепроводу нефтей различной степени подготовки и по одному нефтепродуктопроводу нескольких видов нефтепродуктов непосредственным контактом перекачиваемых нефтепродуктов и нефтей или с применением разделителей.

5.6.6. При последовательной перекачке нефтепродуктов в целях их минимального смешения подбирают нефтепродукты, близкие по физико-химическим свойствам.

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

5.6.7. Планы объемов поставки (сброса) нефтепродуктов по ответвлениям на предприятия потребления или распределения составляются областными территориальными управлениями и Госкомнефтепродуктами союзных республик, согласовываются с управлениями магистральных нефтепродуктопроводов (УМНПП) и утверждаются Госкомнефтепродуктом СССР.

УМНПП составляет и утверждает графики поставки (сброса) нефтепродуктов по ответвлениям на предприятия потребления или распределения нефтепродуктов, согласовывая их с территориальными областными управлениями или Госкомнефтепродуктами республик.

В графиках должны предусматриваться по каждому ответвлению: очередность сброса нефтепродуктов с магистрального продуктопровода, предполагаемые объемы сброса и наименование сбрасываемых нефтепродуктов.

5.6.8. УМНПП составляет и утверждает карту технологических режимов работы ответвлений, в которой указывают производительность сброса нефтепродуктов по ответвлениям, давление в характерных точках ответвления, номинальные плотности и вязкости нефтепродуктов, порядок переключения резервуаров при приеме нефтепродуктов (согласованные с УМНПП и РУМНПП), технологические схемы предприятий потребления или распределения нефтепродуктов, которым поставляются нефтепродукты.

5.6.9. Управление регулирующими устройствами на узлах подключения ответвлений, линейными задвижками ответвления, предохранительными устройствами, устройствами переключения резервуаров и приборами контроля расхода поступающих нефтепродуктов (счетчиков) на территории предприятий потребления или расхода должно осуществляться дистанционно от РДП.

5.6.10. Порядок взаимодействия предприятий потребления или распределения нефтепродуктов, с одной стороны, с кустовыми операторами ЛПДС, перекачивающими и наливными станциями, с другой стороны, определяются документами (договорами между ними), согласованными с РУМНПП и утвержденными УМНПП и организациями, в чьем ведении находятся предприятия потребления и распределения.

5.6.11. В согласительном документе, кроме прочих условий взаимодействий, должно быть оговорено, что предприятие потребления и распределения нефтепродуктов обязано сообщить в соответствующее РУМНПП о всяких изменениях в технологической схеме предприятия.

5.6.12. Порядок взаиморасчетов за поставленные нефтепродукты между организациями, потребляющими и распределяющими нефтепродукты, УМНПП и РУМНПП устанавливают в соответствии с основными условиями поставки нефтепродуктов потребителям и договорами, заключенными на поставку нефтепродуктов.

6. ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

6.1. ХРАНЕНИЕ В РЕЗЕРВУАРАХ

6.1.1. Нефтепродукты хранят на нефтебазах в резервуарах, бочках, бидонах и другой таре, разрешенной ГОСТ 1510-84.

6.1.2. Резервуары должны эксплуатироваться в соответствии с "Правилами технической эксплуатации металлических резервуаров и инструкцией по их ремонту" и настоящими Правилами. Особое внимание должно быть уделено герметизации резервуаров и их оборудованию.

6.1.3. Каждый действующий резервуар должен соответствовать типовому проекту; иметь технический паспорт; быть постоянно оснащенным полным комплектом оборудования, предусмотренным проектом и отвечающим соответствующему стандарту; иметь дыхательную арматуру, соответствующую избыточному давлению, предусмотренному проектом, а также производительности наполнения и опорожнения резервуара; иметь порядковый номер, четко написанный на корпусе согласно технологической карте и технологической схеме резервуарного парка; номер заглубленного резервуара должен быть указан на специально установленной табличке.

6.1.4. Нефть и нефтепродукты каждого сорта или марки должны храниться в отдельных, предназначенных для них исправных резервуарах, исключающих попадание в них атмосферных осадков и пыли.

6.1.5. Металлические резервуары согласно ГОСТ 1510-84 должны периодически зачищаться:

не менее двух раз в год - под топлива для реактивных двигателей, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов;

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

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

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

При длительном хранении нефтепродуктов допускается зачистка металлических резервуаров после их опорожнения.

6.1.6. Резервуары зачищают также при необходимости:

смены сорта нефтепродукта (составляется акт, Прил. 5); освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды; ремонта согласно графику, а также при проведении полной комплексной дефектоскопии.

6.1.7. Для обеспечения сохранности качества нефтепродуктов при смене сорта чистота резервуара и готовность его к заполнению должны соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84. Перевод резервуара под другой сорт нефтепродукта должен оформляться распоряжением по нефтебазе, подписанным директором нефтебазы или его заместителем.

6.1.8. Резервуары должны иметь исправные запорные устройства (системы) и люки с прокладками, стойкими к нефти и нефтепродуктам и обеспечивающими герметичность.

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

6.1.10. Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах не должна превышать 90 °C и должна быть ниже температуры вспышки нефтепродуктов на 15 °C. Ее необходимо контролировать и фиксировать в журнале (Прил. 6, 7).

6.1.11. Максимальная температура нефтепродуктов в резервуаре с металлическим понтоном должна быть принята согласно проекту.

6.1.12. Хранение этилированных бензинов в резервуарах должно строго соответствовать "Правилам по технике безопасности при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций".

6.1.13. При отрицательных температурах следует по мере необходимости сливать воду из резервуаров, а сифонный кран промывать хранимым нефтепродуктом и поворачивать в боковое положение.

6.1.14. Нефть и нефтепродукты хранят в резервуарах, имеющих внутреннее маслобензостойкое и паростойкое защитное покрытие, удовлетворяющее требованиям электростатической искробезопасности. Допускается до 01.01.89 хранить нефть и нефтепродукты в металлических резервуарах без внутренних защитных покрытий, введенных в эксплуатацию до 01.01.86.

6.1.15. При хранении в резервуарах топлив для реактивных двигателей, авиационных бензинов, автомобильных этилированных бензинов и бензинов для пиролиза не допускается, чтобы уровень подтоварной воды был выше, чем минимальный уровень, обеспечиваемый конструкцией устройства для дренажа воды.

6.1.16. Вновь строящиеся металлические резервуары для бензинов и нефти должны быть оборудованы плавающей крышей, понтоном или газовой обвязкой.

Конкретное средство сокращения потерь выбирается в зависимости от условий эксплуатации группы резервуаров.

Не допускается хранение авиационных бензинов в резервуарах с плавающей крышей.

6.1.17. Находящиеся в эксплуатации резервуары для бензинов и нефти должны оборудоваться средствами сокращения потерь при проведении ремонта.

6.2. ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ТАРЕ

6.2.1. Упакованные нефтепродукты следует хранить в зависимости от климатических условий в зданиях или на площадках под навесами, а нефтепродукты с температурой вспышки выше 45 °C, кроме того, - на открытых площадках.

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

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

6.2.3. После налива нефтепродуктов тара должна быть снаружи чистой и сухой, за исключением тары, покрытой консервационными смазками.

Нефтепродукты, поставляемые в районы Крайнего Севера и отдаленные районы, должны упаковываться согласно ГОСТ 15846-79 (Прил. 1, п. 48).

6.2.4. Тара с нефтепродуктами, подготовленная к отгрузке спецпотребителям или на экспорт, должна пломбироваться.

6.2.5. Пакетированные нефтепродукты следует хранить в соответствии с ГОСТ 21929-76 (Прил. 1, п. 58).

6.2.6. Горючие нефтепродукты в таре допускается хранить в одноэтажных подземных сооружениях.

На нефтебазах III категории допускается хранить нефтепродукты с температурой вспышки выше 120 °C в количестве до 60 куб. 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.

6.2.7. При механизированной укладке тары с нефтепродуктами в складских зданиях и на площадках под навесами необходимо соблюдать: высоту стеллажей или штабелей поддонов - не более 5,5 м; размещение на каждом ярусе стеллажа - в один ряд по высоте и в два ряда по ширине; ширину штабеля - из условия размещения не более четырех поддонов; ширину проездов между стеллажами и штабелями - в зависимости от габаритов применяемых средств механизации, но не менее 1,4 м; проходы между стеллажами и штабелями - шириной 1 м.

6.2.8. При хранении нефтепродуктов в таре на открытых площадках следует выполнять следующие требования:

число штабелей тары с нефтепродуктами должно быть не более шести;

размеры штабеля (в м) должны быть 25, 15 и 5,5 - длина, ширина и высота соответственно;

тару или поддоны укладывать в штабеле - в два ряда с проходами или проездами в соответствии с п. 6.2.7 настоящего раздела;

расстояние между штабелями на площадке - 5 м, а между штабелями соседних площадок - 1,5 м.

6.2.9. Открытые площадки для хранения порожних металлических бочек (бывших в употреблении и загрязненных нефтепродуктами) должны соответствовать требованиям, приведенным в п. 6.2.8 настоящего раздела; укладка в штабеле порожних бочек - в четыре яруса по высоте.

6.2.10. Хранение бочек с нефтепродуктами на складах допускается только пробками вверх. Неисправные и без пробок бочки не должны приниматься на хранение.

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

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

6.3. ПОДОГРЕВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

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

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

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

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

6.3.5. Вязкие нефтепродукты подогревают в железнодорожных цистернах при сливе и в резервуарах при наливе до температуры, при которой обеспечиваются минимальные затраты на подогрев и перекачку. Выбор исходных данных для определения оптимальной температуры подогрева зависит от конкретных условий слива-налива, температуры нефтепродукта и окружающей среды, а также от свойств нефтепродукта и т.п.

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

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

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

6.3.9. При комбинированном способе разогрева оптимальной температурой подогрева считается такая, которая обеспечивает самотечное заполнение в заданное время (при суточной реализации данного вида нефтепродукта более 3 т).

6.3.10. Оптимальная температура и продолжительность подогрева должны выбираться исходя из требований технологических процессов; рекомендуется пользоваться "Методикой по определению норм расхода топлива, тепловой электрической энергии на нефтебазах системы Госкомнефтепродукта СССР" (Прил. 1, п. 112).

6.3.11. Для подогрева нефтепродуктов в железнодорожных цистернах

переносными пароподогревателями применяется насыщенный водяной пар

давлением (29,4 x 10 Па).

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

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

6.3.14. Основными технологическими операциями с применением электроподогрева на нефтескладах и нефтебазах являются: слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн; перекачка нефтепродуктов по трубопроводам; хранение нефтепродуктов в резервуарах; налив нефтепродуктов в автоцистерны, бочки, суда и т.д.

6.3.15. При комплексном электроподогреве фронт слива вязких нефтепродуктов и нефти оснащают грелками железнодорожными и сливными приборами с электроподогревом.

Слив производится в следующем порядке:

через люк цистерны погружают грелку железнодорожную и после полного погружения и раскладывания секций включают ее;

к сливному патрубку цистерны присоединяют сливной прибор с электроподогревом;

открывают сливной прибор цистерны, при заполнении которого включают обогрев и гибкие нагреватели, установленные на трубопроводах;

при уровне нефтепродукта 600 - 700 мм над электрогрелкой слив временно прекращают, отключают обогрев сливного прибора и гибкие нагреватели, обогревающие трубопроводы;

остаток нефтепродукта разогревают до температуры, обеспечивающей полный слив без последующей зачистки цистерны;

остаток сливают с выключенной грелкой, но с включенными нагревателями сливного прибора и гибкими нагревателями, обогревающими трубопроводы.

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

6.3.17. В резервуарах осуществляют общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов.

Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара.

За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.

6.3.18. Электроподогрев общим способом применяют в том случае, когда объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30-процентной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.

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

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

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

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

Объем промежуточных резервуаров принимается равным максимально возможной суточной реализации. Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.

6.3.21. Погружные электронагревательные устройства должны иметь блокировку (датчики уровня), предотвращающую их включение при слое продукта над нагревателями менее 50 см.

6.3.22. Эксплуатация электронагревательного оборудования должна отвечать требованиям заводской инструкции.

6.3.23. Комплекс средств электроподогрева вязких нефтепродуктов включает в себя три группы электронагревательного оборудования:

6.3.23.1. Поверхностные нагреватели:

элементы нагревательные гибкие ленточные ЭНГЛ 180 ТА 2.983.820 ТУ;

элементы нагревательные гибкие ленточные ЭНГЛ 180 ТА 2.983.983 ТУ;

устройства нагревательные для обогрева шестеренчатых насосов типа РЗ ТА 2.983.954.ТУ, установленных на открытом воздухе и в неотапливаемых помещениях;

высокотемпературные электронагревательные элементы ЭНГЛУ-400 и ЭНГЛУ-600, предназначенные для обогрева трубопроводов и технологического оборудования на нефтебазах;

гибкий электронагревательный элемент ЭНГЛВ-180 во взрывозащищенном исполнении, предназначенный для подогрева различного технологического оборудования на объектах транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов во взрывоопасных зонах.

6.3.23.2. Погружные нагреватели:

грелка железнодорожная с блоками электронагревателей ТА 2.983.982 ТУ, предназначенная для разогрева вязких нефтепродуктов в железнодорожных цистернах;

блоки электронагревателей типа БЭР ТА 2.983.919 ТУ, предназначенные для разогрева вязких нефтепродуктов, находящихся в различных резервуарах, БЭР изготовляются мощностью 6, 9, 12 и 18 кВт в двух вариантах;

грелка трубчатая выходного потока ГТ-3-150 ТА 2.983.912 ТУ, предназначенная для разогрева вязких нефтепродуктов в раздаточных патрубках для самотечного отпуска; грелка разработана в двух вариантах - с клеммной коробкой ГТ-3-150; с пультом управления ГТ-3-150-ПУ;

грелка трубная железнодорожная ГТ-18-Ц ТА 2.983.928 ТУ, предназначенная для разогрева вязких и застывающих нефтепродуктов в железнодорожных цистернах;

грелки трубчатые резервуарные типа ГТ-Р ТА 2.983.928 ТУ, применяющиеся в горизонтальных резервуарах.

6.3.23.3. Сливно-наливные устройства с электроподогревом:

сливной прибор с электроподогревом СЭЛ-2 ТА 2.959.807 ТУ (выполнен на основе сливного прибора СЛ-9), предназначенный для слива вязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн;

стояк с электроподогревом СНА-100 ТА 4.471.807 ТУ разработан на основе стояка СНА-100 без электроподогрева, предназначенный для налива вязких нефтепродуктов в автоцистерны;

установка для налива вязких нефтепродуктов в бочки и автоцистерны УНБ-5 ТА 2.969.802 ТУ, предназначенная для объемного отпуска нефтепродуктов в тару, установленную в кузове автомобиля, и в автоцистерны;

устройство НП для подогрева нефтепродукта в раздаточном резервуаре при отпуске нефтепродуктов потребителям.

6.3.24. Гибкие нагреватели должен обслуживать слесарь-электрик, прошедший инструктаж по технике безопасности при работах, связанных с обслуживанием электронагревательного оборудования.

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

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

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

Включение электроподогрева допускается только после полного устранения неисправностей.

6.3.26. При эксплуатации систем электроподогрева запрещается:

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

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

включать поверхностные нагреватели, имеющие сопротивление изоляции относительно труб ниже 1 мОм;

ремонтировать, сматывать и устанавливать гибкие ленточные нагреватели, находящиеся под напряжением.

6.4. ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ

6.4.1. Для восстановления качества обводненных нефтепродуктов на нефтебазах применяют:

отстойники периодического действия - вертикальные цилиндрические резервуары с коническим дном, которые удобны тем, что осевшие загрязнения концентрируются в конусе, откуда легко удаляются через спускной кран;

обычные резервуары, в которых отстоявшийся нефтепродукт забирают из верхних слоев с помощью подъемной трубы; для вязких нефтепродуктов отстойники оборудуют паровыми змеевиками или электроподогревателями.

6.4.2. На нефтебазах используют также отстойники следующих типов:

цилиндрические, полунепрерывного действия (горизонтальные с промежуточными ярусами, с наклонными перегородками, вертикальные с коническими тарелками); многоярусные с промывкой осадка; тарельчатого типа; с автоматическим клапаном для слива отстоя.

6.4.3. Для доведения содержания воды в масле до нормы, предусмотренной государственным стандартом, применяют обезвоживание масел отстаиванием при повышенной температуре или продувкой воздухом, обезвоживание масел в вакуумных колонках; большое количество масел обезвоживают центрифугированием.

6.4.4. Отстаивание воды и загрязнений (механических примесей) из смазочных масел и мазутов эффективно только при нагреве до 70 - 90 °C, при котором вязкость масел значительно уменьшается. При нагреве выше 100 °C возможно вскипание воды, находящейся в масле.

Отстой необходимо производить при выключенных подогревателях, так как включенные подогреватели вызывают конвекционные потоки жидкостей и затрудняют отстой.

6.4.5. Обезвоживание масел отстаиванием при повышенной температуре можно осуществлять независимо от вязкости масел при отсутствии стойкой эмульсии. Этот метод применим не для всех сортов масел, так как при высоких температурах кислотное число может повыситься сверх нормы.

Запрещается обезвоживание (осветление) этим методом масел типа трансформаторных и турбинных.

6.4.6. Режим эксплуатации маслоосветительной установки и время отстаивания масла определяют в зависимости от средней скорости обезвоживания (изменения степени обводнения масла в единицу времени) по соответствующей инструкции.

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

6.4.8. Небольшие количества нефтепродуктов можно обезвоживать центрифугированием.

6.4.9. Эффективное средство повышения скорости соединения частиц и улучшения чистоты топлива - искусственное увеличение их размеров за счет коагуляции. Для ускорения процессов коагуляции применяют следующие вещества:

неорганические электролиты - кальцинированную соду, тринатрийфосфат и др.;

органические электролиты - ионогенные ПАВ с активным органическим катионом или анионом;

неэлектролиты - неионогенные ПАВ;

гидрофильные высокомолекулярные соединения и поверхностно-активные коллоиды.

Сочетая применение коагулянтов с отстаиванием и фильтрацией, можно получить высокую степень чистоты нефтепродуктов.

6.4.10. Особенно эффективно применение деэмульгаторов (кальцинированной соды) при обезвоживании мазутов, так как из-за малого различия в плотностях воды и мазута и его высокой вязкости вода отстаивается очень медленно и не полностью.

6.4.11. Основные методы восстановления качества обводненных нефтепродуктов должны выбираться с учетом условий хранения и транспортировки и быть экономически оправданными.

6.4.12. При приеме, отгрузке и хранении нефти и нефтепродуктов на нефтебазах необходимо выполнять мероприятия, резко сокращающие обводнение нефтепродуктов: обеспечивать перевозки исправными судами; улучшать технологию процесса зачистки наливных судов, сократив до минимального количество мазутных зачисток; внедрять более совершенные методы подогрева (электроподогрев, вибрационный, донный), исключающие возможность обводнения и обеспечивающие минимальные остатки нефтепродуктов в наливных судах.

7. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕБАЗ

7.1. РЕЗЕРВУАРЫ

7.1.1. Выбор того или иного типа резервуара для хранения нефтепродукта должен быть обоснован технико-экономическим расчетом в зависимости от категории нефтебазы, климатических условий, условий эксплуатации и характеристики нефти или нефтепродукта, а также с учетом максимального снижения потерь.

7.1.2. Резервуары и их оборудование должны отвечать требованиям, обеспечивающим повышенную надежность эксплуатации, минимальные потери нефти и нефтепродуктов от испарения и уменьшение металлоемкости.

7.1.3. Эксплуатация резервуаров должна осуществляться в соответствии с "Правилами технической эксплуатации металлических резервуаров и инструкций по их ремонту" и настоящими Правилами. Особое внимание должно быть обращено на герметизацию резервуаров и их оборудования.

7.1.4. При расширении, реконструкции и модернизации резервуарных парков нефтебаз необходимо руководствоваться СНиП II-106-79, согласно которому резервуары следует размещать группами. Общая вместимость (в куб. м) одной группы не должна превышать:

200000 - при использовании резервуаров с плавающей крышей (понтоном) вместимостью 50000 куб. м и более;

120000 - при использовании резервуаров с плавающей крышей вместимостью не менее 50000 куб. м;

12000 - при хранении нефти и нефтепродуктов с температурой вспышки выше 45 °C в резервуарах со стационарной крышей;

80000 - при хранении нефти и нефтепродуктов с температурой вспышки 45 °C и ниже в резервуарах со стационарной крышей.

Вместимость резервуара с плавающей крышей не должна быть более 120000 куб. м, с понтоном или стационарной крышей - 50000 куб. м.

Резервуары вместимостью 10000 куб. м и более следует располагать в группе в один или два ряда.

Резервуары вместимостью до 400 куб. м (включительно) для нефти и нефтепродуктов допускается располагать на одной площадке в группе общей вместимостью до 4000 куб. м, при этом расстояние между стенками резервуаров не нормируется, а расстояние между ближайшими резервуарами соседних групп вместимостью до 4000 куб. м следует принимать 15 м.

7.1.5. Расстояние между наземными резервуарами для нефти и нефтепродуктов, располагаемыми в одной группе, должно быть:

0,5 диаметра, но не более 20 м для резервуаров с плавающей крышей;

0,65 диаметра с понтоном;

0,75 диаметра, но не более 30 м со стационарной крышей при хранении нефти и нефтепродуктов с температурой вспышки 45 °C и ниже и 0,5 диаметра, но не более 20 м при хранении в них нефти и нефтепродуктов с температурой вспышки более 45 °C.

7.1.6. Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах, должно быть: 40 м - для наземных резервуаров; 15 м - для подземных резервуаров.

При размещении каждой группы наземных резервуаров в отдельном котловане, вмещающем всю хранимую в этих резервуарах жидкость, расстояние между верхними бровками соседних котлованов должно быть равно 15 м.

7.1.7. Площадки для размещения резервуаров при расширении резервуарных парков следует выбирать с учетом: качества и состояния грунтов, залегающих в основании площадки; климатических и сейсмических условий района, в котором расположена нефтебаза; режима грунтовых вод и их химического состава; допустимых нагрузок на грунты; типа основания, который необходимо установить для каждого случая после тщательного анализа. Для этого следует ознакомиться с изысканиями, проведенными при сооружении нефтебазы, а также учесть изменения, которые произошли за период эксплуатации по геологическим, сейсмическим и другим условиям.

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

У резервуаров, бывших в эксплуатации, разность отметок соседних точек днища на расстоянии 6 м не должна превышать 50 мм, а разность отметок диаметрально противоположных точек - 150 мм.

Осадка днища резервуара в соответствии со СНиП III-18-75 должна быть в пределах, указанных в табл. 7.1.1.

Таблица 7.1.1

ДОПУСТИМЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ НАРУЖНОГО КОНТУРА ДНИЩА

┌─────────────┬───────────────────────────────────────────────────────────┐

│ Вместимость │ Допустимые отклонения, мм │

│ резервуара, ├─────────────────────────────┬─────────────────────────────┤

│ куб. м │При незаполненном резервуаре │ При заполненном резервуаре │

│ ├────────────────┬────────────┼────────────────┬────────────┤

│ │разность отметок│ разность │разность отметок│ разность │

│ │ соседних точек │ отметок │ соседних точек │ отметок │

│ │ на расстоянии │любых других│ на расстоянии │любых других│

│ │ 6 м │ точек │ 6 м │ точек │

├─────────────┼────────────────┼────────────┼────────────────┼────────────┤

│< 700 │10 │25 │20 │40 │

│700 - 1000 │15 │40 │30 │60 │

│2000 - 5000 │20 │50 │40 │80 │

│10000 - 20000│10 │50 │30 │80 │

└─────────────┴────────────────┴────────────┴────────────────┴────────────┘

7.1.9. Откос основания должен быть покрыт несгораемым материалом. При хранении в резервуаре этилированного бензина откос необходимо выполнить из сборных или монолитных бетонных плит; по периметру откоса устраивается бетонный лоток, соединенный с канализацией этилированных стоков. В условиях Крайнего Севера откос основания выполняется по индивидуальному проекту.

7.1.10. Каждая группа наземных резервуаров должна быть ограждена сплошным земляным валом шириной по верху не менее 0,5 м или стеной, рассчитанными на гидростатическое давление разлившейся жидкости.

Высота внешнего ограждения группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров вместимостью 10000 куб. м и 1,5 м для резервуаров вместимостью 10000 куб. м и более.

7.1.11. Для перехода через обвалования или ограждающую стену следует предусматривать лестницы-переходы: четыре - для группы резервуаров и не менее двух - для отдельно стоящих резервуаров.

7.1.12. Обвалование резервуаров необходимо постоянно содержать в полной исправности, для транспортирования тяжелого оборудования или материалов к резервуарам при ремонтных работах устраивать переезды через обвалование путем подсыпки грунта.

7.1.13. Устройство проездов через обвалование резервуарных парков для механизированных передвижных средств пожаротушения должно быть согласовано руководством нефтебазы с местными органами Госпожнадзора МВД СССР.

7.1.14. Нарушенное в связи с работами при прокладке и ремонте коммуникаций обвалование по окончании этих работ следует немедленно восстановить.

Внутри обвалования резервуарного парка размещение задвижек не допускается, кроме запорных, установленных непосредственно у резервуара и предназначенных только для обслуживания данного резервуара. Колодцы и камеры управления задвижками следует располагать с внешней стороны обвалования.

7.1.15. Территория резервуарного парка должна иметь в ночное время освещение, отвечающее нормам техники безопасности и требованиям СНиП II-4-79 (Прил. 1, п. 63).

7.1.16. Территория резервуарного парка должна быть спланирована и своевременно очищена от мусора, сухой травы и листьев.

Места разлива нефтепродуктов следует немедленно зачищать путем снятия слоя земли глубиной, превышающей на 1 - 2 см проникновение в грунт нефтепродукта. Выбранный грунт удаляют в специально отведенное место, а образовавшуюся выемку засыпают свежим грунтом или песком.

Категорически запрещается складировать горючие материалы на территории резервуарного парка.

Ямы и траншеи, вырытые при ремонтах, должны быть ограждены, а в ночное время освещены. По окончании работ такие ямы должны быть засыпаны.

7.1.17. Новый резервуар после монтажа в целом и монтажа отдельных конструктивных элементов принимает специальная комиссия, состоящая из представителей строительной и монтажной организаций, заказчика и пожарной охраны.

7.1.18. До начала испытаний организации, участвующие в монтаже резервуара, должны представить всю техническую документацию на выполненные работы, в том числе:

сертификаты (или их копии) на стальные конструкции резервуара, удостоверяющие качество металла и сварочных материалов;

данные о сварочных работах, проведенных при изготовлении резервуара, и результаты проверки качества сварных соединений;

акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству изолирующего слоя;

результаты контроля сварных соединений резервуара в соответствии с требованиями СНиП III-18-75 (Прил. 1, п. 76).

7.1.19. Для резервуаров с понтоном (плавающей крышей) дополнительно должна быть представлена техническая документация на конструкцию уплотняющего затвора и акты испытаний герметичности плавающих крыш после их монтажа.

7.1.20. До начала испытаний резервуара комиссия должна проверить отклонения от проектных фактических размеров основания и фундамента; геометрических размеров и формы стальных конструкций (днища, стенки, крыши, понтона или плавающей крыши и т.д.).

Фактические отклонения не должны превышать величин, приведенных в СНиП III-18-75.

7.1.21. Периметр наружной стенки понтона или плавающей крыши должен быть измерен на уровне верхней кромки стенки с целью разметки мест крепления элементов уплотняющих затворов.

7.1.22. Отклонение от вертикали наружной стенки коробов понтона или плавающей крыши необходимо определять в зонах вертикальных стыков стенки резервуара и посередине между ними с помощью отвеса, опускаемого от верхней кромки короба, и линейки с миллиметровыми делениями.

Горизонтальность верхней кромки наружной стенки короба понтона или плавающей крыши необходимо определять нивелированием на каждом коробе не менее чем в трех точках.

Вертикальность направляющих стоек плавающей крыши или понтона должна быть проверена с помощью отвеса, опущенного от верха направляющих до верха коробов. Ось направляющей стойки должна проходить через центр направляющего патрубка короба.

7.1.23. Зазоры между верхней кромкой наружной стенки коробов понтона (кольца жесткости синтетических понтонов) или плавающей крыши и стенкой резервуара в зоне стыков между поясами (на расстоянии 50 - 100 мм) против каждого вертикального шва стенки и при необходимости между швами измеряют линейкой с миллиметровыми делениями. Результаты измерений сопоставляют с проектными данными.

7.1.24. Вертикальные сварные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками: швы приварки отдельных элементов оборудования рекомендуется располагать не ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки и не ближе 200 мм от горизонтальных соединений стенки.

7.1.25. В резервуарах вместимостью 1000 куб. м и более на одном листе стенки при площади не менее 7 кв. м не следует выполнять более четырех врезок для установки оборудования: змеевики для обогрева резервуаров и мелкие штуцеры могут быть врезаны в лист стенки, не имеющей других врезок (кроме листа с приемо-раздаточными патрубками); при этом в одном листе допускается установка не более восьми штуцеров диаметром не более 100 мм. В резервуарах вместимостью до 700 куб. м (включительно) оборудование может быть расположено с учетом удобства размещения, но с обязательным соблюдением пункта 7.1.24 настоящих Правил.

7.1.26. Герметичность всех швов днища проверяют вакуумом, а швов прочих частей резервуара - керосином.

Контроль проникающими излучениями применяют:

в резервуарах, сооруженных из рулонных заготовок, на заводе, проверяя 100% пересечений вертикальных и горизонтальных швов сварных соединений I и II поясов и 50% пересечений II, III и IV поясов, а на монтажной площадке вертикальные монтажные швы стенок резервуаров вместимостью 2000 - 20000 куб. м;

в резервуарах, сооружаемых полистовым методом, проверяют все вертикальные стыковые соединения I и низа II поясов и 50% соединений II, III, IV поясов, преимущественно в местах пересечения этих соединений с горизонтальными;

для всех стыковых соединений окраек днищ в местах примыкания к ним стенки резервуара.

Длина снимка должна быть не менее 240 мм.

Взамен просвечивания сварных соединений при толщине 10 мм и более разрешается производить контроль ультразвуковой дефектоскопией с последующим просвечиванием проникающими излучениями участков швов с признаками дефектов.

7.1.27. По внешнему виду швы сварных соединений должны удовлетворять следующим требованиям:

иметь гладкую или равномерно чешуйчатую поверхность (без наплывов, прожогов, сужений и перерывов) без резкого перехода к основному металлу; в конструкциях, воспринимающих динамические нагрузки, угловые швы выполняются с плавным переходом к основному металлу;

наплавленный металл должен быть плотным по всей длине шва, без трещин и дефектов;

глубина подрезов основного металла не должна превышать 0,5 мм при толщине стали от 4 до 10 мм и 1 мм при толщине стали выше 10 мм;

все кратеры должны быть заварены.

7.1.28. Допускаемые отклонения размеров сечения швов сварных соединений от проектных не должны превышать величин, указанных в ГОСТ 5264-80, ГОСТ 8713-79, ГОСТ 14771-76 (Прил. 1, п. п. 41, 44, 47).

7.1.29. Обнаруженные при внешнем осмотре дефекты необходимо устранить до проведения испытаний элементов резервуара на герметичность посредством вырубки и выплавки соответствующих участков швов с последующей сваркой. Подчеканка сварных соединений не допускается.

7.1.30. При приемке из монтажа резервуаров с металлическими или синтетическими понтонами необходимо проверить: наличие зазора (щели) между затвором и стенкой резервуара; состояние швов и материала ковра (непровары и разрывы не допускаются); крепление поплавков, заземления, секций затвора с кольцом жесткости; соединение полос сетки между собой и заделку концов сетки по периметру; работоспособность конструкции затвора, дренажных устройств (дренажное устройство считается работоспособным, если его поплавки относительно корпуса имеют свободное вертикальное перемещение), уровнемера УДУ (уровнемер считается работоспособным, если поплавок уровнемера свободно размещается и передвигается по направляющим струнам, а лента прибора натянута и перемещается при движении поплавка).

7.1.31. Перед гидравлическими испытаниями резервуаров необходимо закончить устройство ливневой канализации. Перед началом наполнения резервуара с колодца ливневой канализации снять крышки, а вокруг колодца соорудить надежную защиту (ограждение).

7.1.32. При проведении гидравлических испытаний необходимо разработать и обеспечить круглосуточный график осмотра состояния резервуара:

усилить освещение наружной поверхности стенки резервуара, особенно упора и площадки вокруг железобетонного кольца;

организовать круглосуточную охрану резервуара для обеспечения сохранности исполнительных приборов, установок и электросетей;

обеспечить освещение верхней бровки обвалования;

на командном пункте организовать надежную телефонную связь с охраной и персоналом, испытывающим резервуар, или иметь специально закрепленную для этого автомашину;

установить связь с диспетчером цехов, прилегающих к площадке резервуаров, и сообщить им о начале наполнения резервуара.

7.1.33. Весь персонал, принимающий участие в проведении испытаний, должен пройти инструктаж.

На все время испытаний устанавливается граница опасной зоны с радиусом не менее двух диаметров резервуара, внутри которой не допускается нахождение людей, не связанных с испытаниями.

Лица, проводящие гидравлические испытания, в период заполнения резервуара водой должны находиться вне опасной зоны.

7.1.34. Если давление или вакуум превышают допустимые, осмотр резервуара разрешается не ранее чем через 10 мин. после достижения установленных испытательных нагрузок.

Контрольные приборы должны устанавливаться вне опасной зоны или в надежных укрытиях.

7.1.35. При отсутствии гибкого участка трубопровода первую опору со стороны резервуара устанавливают после окончания гидравлических испытаний.

Резервуары с понтонами, плавающими крышами, повышенного давления испытывают в соответствии с требованиями, приведенными в проекте, с учетом конструктивных особенностей.

7.1.36. При обнаружении течи из-под края днища через контрольные трубки, при появлении мокрых пятен на поверхности отмостки испытание прекращают, сливают воду и устраняют причину течи.

При обнаружении трещин в швах поясов корпуса испытание прекращают и воду сливают на один пояс ниже при обнаружении трещин в поясах I - IV; до V пояса - при обнаружении трещин в поясах VI и выше.

7.1.37. Гидравлические испытания рекомендуется проводить при температуре окружающего воздуха 5 °C и выше.

При необходимости проведения испытаний в зимнее время должны быть приняты меры по предотвращению замерзания воды в трубах и задвижках, а также обмерзания стенок резервуара.

7.1.38. Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в процессе испытания и по истечении 24 ч на поверхности корпуса резервуара или по краям днища не появится течь и уровень не будет снижаться.

Обнаруженные мелкие дефекты (свищи, отпотины) необходимо исправить при пустом резервуаре и проверить на герметичность.

7.1.39. Резервуар принимают в эксплуатацию после испытания на герметичность и прочность с полностью установленным оборудованием после внешнего осмотра и проверки соответствия представленной документации требованиям проекта.

7.1.40. В соответствии с проектом на резервуары устанавливается следующее оборудование, отвечающее требованиям стандартов, обеспечивающее надежную эксплуатацию резервуаров и снижение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения: дыхательные клапаны; огневые предохранители; диски-отражатели; приборы контроля и сигнализации (уровнемеры типа УДУ, сниженные пробоотборники ПСР, сигнализаторы уровня СУУЗ); хлопушка; пеногенераторы ГВПС; сифонный водоспускной кран; вентиляционные патрубки; люки-лазы; люк световой; люк замерный; приемо-раздаточные патрубки.

Тип оборудования, его размеры и число комплектов выбирают в зависимости от хранимого продукта и производительности наполнения и опорожнения резервуара.

7.1.41. Основное оборудование и арматура должны подвергаться профилактическому осмотру в установленные сроки. Результаты осмотра и устраняемые неисправности заносят в журнал.

7.1.42. Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °C, следует оснащать непримерзающими дыхательными клапанами.

7.1.43. Для обеспечения нормальной работы клапанов в зимний период необходимо регулярно очищать их от инея, не допуская уменьшения зазора между тарелкой и стенкой корпуса клапана, что может препятствовать нормальному подъему тарелок клапана, а также уменьшать их пропускную способность. Сроки между осмотрами устанавливаются в зависимости от минимальной температуры окружающего воздуха и условий эксплуатации.

Сроки текущего обслуживания оборудования резервуаров

Люк замерный, световой При каждом пользовании, но не реже 1 раза

в месяц (люки световые без вскрытия)

Дыхательный клапан В соответствии с инструкцией завода-

изготовителя, но не реже 2 раз в месяц

в теплое время года и не реже 1 раза в

10 дней при отрицательной температуре

окружающего воздуха. При температуре

окружающего воздуха ниже -30 °C (особенно

при хранении нефтепродуктов с

положительными температурами) слой инея

может достигать нескольких сантиметров,

что может привести к заклиниванию тарелок

и перекрытию сечения клапана). В таких

случаях осмотр и очистку клапанов

необходимо проводить через 3 - 4 дня,

а иногда и чаще

Гидравлический В соответствии с инструкцией

(предохранительный) клапан завода-изготовителя, но не реже 2 раз

в месяц в теплое время года и не реже

1 раза в 10 дней при отрицательной

температуре окружающего воздуха

Огневой предохранитель При положительной температуре воздуха

1 раз в месяц, а при отрицательной

температуре 1 раз в 10 дней

Диск-отражатель 1 раз в квартал

Вентиляционный патрубок 1 раз в месяц

Пенокамеры и пеногенераторы 1 раз в месяц

Прибор для измерения уровня В соответствии с инструкцией завода-

изготовителя, но не реже 1 раза в месяц

Приемо-раздаточные патрубки Каждый раз при приеме-отпуске, но не реже

2 раз в месяц

Перепускное устройство То же

на приемо-раздаточном патрубке

Задвижка (запорная) -"-

Боковое управление хлопушкой Каждый раз при приеме-отпуске, но не реже

2 раз в месяц

Сифонный кран То же

Устройство "Радиус", "Квант", В соответствии с инструкцией

"СУУЗи" др. завода-изготовителя

7.1.44. Дыхательная арматура, установленная на крыше резервуара, должна быть отрегулирована на проектное давление, а правильность ее работы проверена в соответствии с инструкциями по их эксплуатации.

7.1.45. Производительность наполнения (опорожнения) резервуара должна строго соответствовать пропускной способности установленных дыхательных и предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

7.1.46. При увеличении производительности наполнения (опорожнения) резервуаров необходимо дыхательную арматуру приводить в соответствие с новыми значениями производительности.

7.1.47. Характеристика дыхательных и предохранительных клапанов приведена в табл. 7.1.2 - 7.1.5.

Таблица 7.1.2

ХАРАКТЕРИСТИКА НЕПРИМЕРЗАЮЩИХ ДЫХАТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ НДКМ

┌─────────────────────────┬───────────────────────────────────────────────┐

│ Параметры │ Марка клапана │

│ ├───────────┬───────────┬───────────┬───────────┤

│ │ НДКМ-160 │ НДКМ-200 │ НДКМ-250 │ НДКМ-350 │

├─────────────────────────┼───────────┼───────────┼───────────┼───────────┤

│Диаметр условного │150 │200 │250 │350 │

│прохода, мм │ │ │ │ │

│Давление срабатывания, Па│1470 - 1568│1470 - 1568│1470 - 1568│1470 - 1568│

│Вакуум срабатывания, Па: │ │ │ │ │

│ для РВС │176,4 - 196│176,4 - 196│176,4 - 196│176,4 - 196│

│ для ЖБР │637 - 686 │637 - 686 │637 - 686 │637 - 686 │

│Пропускная способность, │ │ │ │ │

│куб. м/ч: │ │ │ │ │

│ для РВС │500 │500 │1500 │3000 │

│ для ЖБР │900 │1300 │2500 │5000 │

│Масса, кг │43 │52 │77 │105 │

└─────────────────────────┴───────────┴───────────┴───────────┴───────────┘

Таблица 7.1.3

ХАРАКТЕРИСТИКА ГИДРАВЛИЧЕСКИХ КЛАПАНОВ МАРКИ КПГ

┌─────────────────────────────────┬───────────────────────────────────────┐

│ Параметры │ Марка клапана │

│ ├─────────┬─────────┬─────────┬─────────┤

│ │ КПГ-150 │ КПГ-200 │ КПГ-250 │ КПГ-300 │

├─────────────────────────────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤

│Диаметр условного прохода, мм │150 │200 │250 │300 │

│Давление срабатывания │1960 │1960 │1960 │1960 │

│(зависит от сменной чашки), Па │1176 │1176 │1176 │1176 │

│Вакуум срабатывания (зависит от │245 - 294│245 - 294│245 - 294│245 - 294│

│сменной чашки), Па │343 - 392│343 - 392│343 - 392│343 - 392│

│ │882 - 980│882 - 980│882 - 980│882 - 980│

│Пропускная способность по │ │ │ │ │

│воздуху, куб. м/ч при вакууме, Па│ │ │ │ │

│ 2500 - 400 │500 │900 │1500 │2700 │

│ 1000 │900 │1300 │2700 │5000 │

│Масса сухого клапана с кассетой │90 │125 │170 │190 │

│огневого предохранителя, кг │ │ │ │ │

│Объем жидкости гидрозатвора, л │16 │16 │23 │35 │

└─────────────────────────────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┘

Примечание. Значения пропускной способности клапана по паровоздушной смеси достигаются при рабочем давлении и вакууме.

Таблица 7.1.4

ХАРАКТЕРИСТИКА ДЫХАТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ (ГОСТ 23097-78)

┌───────────┬─────────────┬───────────────────────┬────────────────┬──────┐

│Обозначение│ Условный │Пропускная способность │ Размеры, мм │Масса,│

│ │проход D , мм│ паровоздушной смеси, │ │кг, не│

│ │ у │ куб. м/ч, не менее │ │более │

├───────────┼─────────────┼───────────────────────┼────────────────┼──────┤

│КД-50 │50 │22 │400 x 260 x 350 │15 │

│КД-100 │100 │90 │500 x 340 x 430 │25 │

│КД-150 │150 │200 │600 x 380 x 480 │34 │

│КД-200 │200 │350 │680 x 450 x 560 │46 │

│КД-250 │250 │550 │840 x 570 x 680 │80 │

│КД-350 │350 │1000 │1040 x 700 x 830│135 │

└───────────┴─────────────┴───────────────────────┴────────────────┴──────┘

-4

Примечание: Для всех клапанов давление (в МПа): рабочее - 19 x 10 ,

-5

рабочий вакуум - 25 x 10 , начало открывания клапана при давлении -

-4

[(17 +/- 0,3) - (170 +/- 3)] x 10 , начало открывания при вакууме -

-5

[(17 +/- 0,2) - (170 +/- 2)] x 10 .

Таблица 7.1.5

ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ (ГОСТ 4630-80)

┌──────────┬───────────────┬──────────────┬─────────────────────┬─────────┐

│Типоразмер│ Код ОКП │ Условный │ Пропускная │Масса, кг│

│ клапана │ │диаметр D , мм│способность, куб. м/ч│ │

│ │ │ у │ │ │

├──────────┼───────────────┼──────────────┼─────────────────────┼─────────┤

│КПРА-100 │35 8912 200 700│100 │600 │26 │

│КПРБ-100 │ │ │ │ │

│КПРА-150 │ │ │ │ │

│КПРБ-150 │36 8912 2015 00│150 │1000 │28 │

│КПРА-200 │ │ │ │ │

│КПРБ-200 │36 8912 2008 10│200 │1500 │30 │

│КПРА-250 │ │ │ │ │

│КПРБ-250 │36 8912 2009 09│250 │2000 │38 │

│КПРА-350 │ │ │ │ │

│КПРБ-350 │36 8912 2009 10│350 │3000 │42 │

└──────────┴───────────────┴──────────────┴─────────────────────┴─────────┘

ПРОПУСКНАЯ СПОСОБНОСТЬ ДЫХАТЕЛЬНОГО КЛАПАНА КД

┌───────────────┬─────────────────────────────────────────────────────────┐

│Условный проход│ Пропускная способность по закачиваемому продукту, │

│ │ куб. м/ч │

├───────────────┼─────────────────────────────────────────────────────────┤

│50 │25 │

│100 │50 │

│150 │200 │

│200 │200 │

│250 │300 │

│350 │600 │

└───────────────┴─────────────────────────────────────────────────────────┘

Примечания. 1. ДК-2 клапан повышенной надежности от примерзания при

D = 150 мм имеет пропускную способность 100 куб. м/ч.

2. ДКМ - клапан повышенного давления при D = 150 мм имеет пропускную

способность 450 куб. м/ч. Вакуум срабатывания (Па) 1961 - 686, давление

срабатывания (Па) 9800 - 61740.

Пример условного обозначения клапана дыхательного с условным проходом

D - 50 мм: КД-50 ГОСТ 23097-78.

Пример условного обозначения предохранительного клапана с разрывающейся

мембраной в исполнении А, с условным диаметром D - 200 мм: КПРА-200 ГОСТ

4630-80. То же в исполнении Б, с условным диаметром D - 350 мм: КПРБ-350

ГОСТ 4630-80.

Допускается после обозначения типа клапана указывать номер модификации.

7.1.48. Для сокращения потерь бензина от испарения и уменьшения загрязнения окружающей среды на резервуарах с понтонами объемом более 300 куб. м при низких коэффициентах оборачиваемости дополнительно к оборудованию, предусмотренному типовыми проектами, рекомендуется устанавливать дыхательные и предохранительные клапаны.

7.1.49. В процессе эксплуатации дыхательные клапаны (ГОСТ 23097-78) необходимо периодически осматривать (см. табл. 7.1.3): в осенне-зимний период не реже одного раза в десять дней, при этом следует проверять целостность фторопластового покрытия мембран тарелок, а в зимнее время очищать внутренние поверхности от льда и инея.

7.1.50. В резервуарах, эксплуатирующихся под повышенным давлением, измерение уровня (массы) и отбор проб должны быть герметизированы.

7.1.51. Для тушения пожара на резервуарах следует предусматривать установки и оборудование в соответствии с требованиями СНиП II-106-79 и Правил пожарной безопасности (Прил. 1, п. 96).

7.1.52. Для предотвращения потерь от утечек при хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах необходимо:

поддерживать полную техническую исправность и герметичность резервуаров;

содержать все резервуарное оборудование (задвижки, хлопушки, уровнемеры, люки и т.д.) в исправном эксплуатационном состоянии;

проводить систематический контроль герметичности клапанов, сальников, фланцевых и муфтовых соединений и немедленно устранять обнаруженные пропуски нефтепродуктов;

не допускать утечки нефти и нефтепродуктов при отпуске подтоварной воды из резервуаров.

7.1.53. Для сокращения потерь от испарения нефти и нефтепродуктов необходимо:

обеспечивать полную герметизацию крыши, давление в резервуаре поддерживать равным проектному;

осуществлять перекачку легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости, осуществлять их по возможности в ночное время;

максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов;

окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками;

применять теплоизоляцию резервуаров.

Применение теплоизоляции резервуаров должно быть экономически обосновано и выполнено в соответствии с утвержденным проектом.

7.1.54. При эксплуатации газоуравнительной системы в резервуарном парке объединяют резервуары с нефтепродуктами, близкими по своим физико-химическим свойствам.

Совместная газовая обвязка резервуаров с этилированным и неэтилированным бензинами запрещается.

7.1.55. При необходимости вывода из эксплуатации резервуара, включенного в газоуравнительную систему, или заполнения его другим сортом нефтепродукта следует отключить его от газовой обвязки, закрыв задвижку на газопроводе.

7.1.56. В пониженных участках трубопроводов газовой обвязки монтируются дренажные устройства, состоящие из задвижек, конденсатосборников и насосов для откачки конденсата.

7.1.57. Для обеспечения эффективной работы газоуравнительной системы необходимо:

обеспечивать синхронность процесса наполнения и опорожнения резервуаров по времени и производительности;

поддерживать полную герметичность системы;

регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения, проверять исправность работы дыхательной арматуры резервуаров;

систематически спускать конденсат из трубопроводов газовой обвязки в сборник с дальнейшей его откачкой в резервуары;

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

7.1.58. Запрещается отогревать огнем арматуру резервуара в случае замерзания. Для этой цели могут быть применены водяной пар или горячая вода.

7.1.59. За резервуарами, в которых хранятся сернистые нефти и нефтепродукты, необходимо установить особый надзор, разработать и утвердить руководством график очистки пирофорных отложений в соответствии со сроками зачистки, предусмотренными ГОСТ 1510-84.

Остатки сернистых отложений, извлекаемых из резервуаров при зачистке, во избежание самовоспламенения должны постоянно поддерживаться во влажном состоянии до удаления их с территории резервуарного парка в место, безопасное в пожарном отношении.

7.1.60. При подготовке зачищенного резервуара к ремонту с ведением огневых работ (Прил. 8) следует выполнить следующие мероприятия: произвести анализ воздуха в резервуаре с целью контроля содержания вредных паров и газов (Прил. 8, 1, 8, 2); около резервуара подготовить необходимый инвентарь и средства пожаротушения.

7.1.61. Главный инженер нефтебазы (директор) должен лично проверить выполнения мероприятий по подготовке резервуара к ремонту и дать заключение по акту, в котором указывается ответственный за ремонт, исполнители ремонта с ведением огневых работ.

Анализ воздушной среды в местах проведения огневых работ повторяется после перерыва в работе (обеденного и других возможных перерывов).

7.1.62. Ремонт резервуаров с ведением огневых работ может быть начат после получения разрешения главного инженера (директора) нефтебазы и ознакомления ремонтного персонала с правилами техники безопасности и мероприятиями по пожарной безопасности.

7.1.63. Эксплуатация резервуаров, особенно изготовленных из стали марки СТ3кп, которая имеет склонность к хрупким разрушениям при отрицательных температурах, на сниженном расчетном уровне наполнения допускается при наличии положительных результатов механических свойств металла или при отсутствии дефектов в сварных швах.

7.1.64. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их действительного технического состояния.

Очередность, сроки проведения обследований, а также объем работ по проверке технического состояния резервуара регламентируются действующими правилами (Прил. 1, п. 113). Сроки проведения частичного и полного обследования представлены в табл. 7.1.6.

Таблица 7.1.6

СРОКИ ПРОВЕДЕНИЯ ОБСЛЕДОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ

┌─────────────────┬────────────┬───────────────────┬──────────────────────┐

│ Вид хранимого │ Срок │Полное обследование│Частичное обследование│

│ нефтепродукта │эксплуатации│ с выводом │ без вывода │

│ │ резервуара │ из эксплуатации │ из эксплуатации │

├─────────────────┼────────────┼───────────────────┼──────────────────────┤

│Нефть товарная │Более 25 лет│Через 3 года │Через 1 год │

│ │Менее 25 лет│-"- 5 лет │-"- 2,5 года │

│Бензин │Более 25 лет│-"- 3 года │-"- 1 год │

│ │Менее 25 лет│-"- 5 лет │-"- 2,5 года │

│Дизельное топливо│Более 25 лет│-"- 4 года │-"- 2 года │

│Керосин │Менее 25 лет│-"- 7 лет │-"- 3 года │

└─────────────────┴────────────┴───────────────────┴──────────────────────┘

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

При наличии оборудования и специалистов территориальные управления и Госкомнефтепродукты союзных республик могут осуществлять обследование и дефектоскопию резервуаров собственными силами.

7.1.66. Резервуар, подлежащий комплексной дефектоскопии, должен быть зачищен и подготовлен аналогично подготовке к огневым работам в соответствии с требованиями "Правил эксплуатации металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов и руководства по их ремонту".

7.1.67. По результатам обследования и комплексной дефектоскопии составляется Заключение, которое должно содержать полную информацию о резервуаре, условиях его эксплуатации, перечень работ, выполненных в ходе обследования, и полученные результаты.

В Заключении должна быть дана оценка ремонтопригодности резервуара, предложения по его ремонту и условиям его дальнейшей эксплуатации. Выводы и предложения должны быть четкими и конкретными, не допускающими двояких толкований.

7.1.68. В тех случаях, когда круг вопросов, подлежащих решению, выходит за пределы компетенции специалистов, выполняющих дефектоскопию, привлекаются специалисты соответствующего профиля для решения этих вопросов, дальнейшей эксплуатации резервуара или разработке предложений по исправлению и устранению обнаруженных дефектов и неисправностей.

7.2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ

7.2.1. Новые и реконструируемые участки трубопроводов на нефтебазах и их филиалах должны соответствовать требованиям СНиП II-89-80, СНиП II-106-79 (Прил. 1, п. п. 71, 75).

7.2.2. Эксплуатация, испытания, ревизия, отбраковка, ремонт технологических трубопроводов должны выполняться в соответствии с требованиями Руководящих указаний Ру-75 (Прил. 1, п. 99). Стальные трубы для нефти и нефтепродуктов следует принимать в соответствии с приложением к СНиП II-106-79.

7.2.3. В состав технологических трубопроводов входят внутрискладские нефтепродуктопроводы, соединительные детали трубопроводов, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, узлы учета и контроля, фильтры-грязеуловители и другие устройства.

7.2.4. Диаметры трубопроводов должны обеспечивать максимально допустимую перекачку нефти и нефтепродуктов с учетом выполнения норм погрузки и выгрузки транспортных средств.

7.2.5. Все технологические трубопроводы нефтебаз и их филиалов должны быть отградуированы согласно "Методическим указаниям по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод" или РД 50-190-80 (п. 1.25) (Прил. 1, п. п. 104, 109).

7.2.6. Арматура и устройства технологических трубопроводов должны быть легкодоступными.

7.2.7. Применяемые для технологических трубопроводов фасонные соединительные детали, фланцы, прокладки и крепежные изделия по качеству и технической характеристике материала должны отвечать требованиям соответствующих стандартов, действующих нормалей машиностроения или специальных технических условий.

7.2.8. При выборе трассы нефтепродуктопроводов следует исходить из условий рельефа местности, уровня грунтовых вод, возможности прокладки труб с уклонами, монтажа и демонтажа при ремонте и перспективы расширения.

7.2.9. Прокладка трубопроводов может быть надземной или подземной (в зависимости от агрессивности грунта) и осуществляться по кратчайшим расстояниям между начальной и конечной точками с минимальным числом поворотов в вертикальной и горизонтальной плоскостях и с учетом местных условий.

7.2.10. Надземные трубопроводы для нефти и нефтепродуктов в пределах территории резервуарных парков и сливно-наливных устройств прокладывают на несгораемых опорах. Высота прокладки трубопроводов определяется местными условиями, но должна быть в местах пересечения пешеходных дорожек и тротуаров не менее 2,2 м, автодорог - 4,5 м, железнодорожных путей - 6 м.

7.2.11. 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;

1 м до бордюра автодороги.

7.2.12. Размещение арматуры, фланцевых и резьбовых соединений, линзовых и волнистых компенсаторов и дренажных устройств на участках трубопроводов, расположенных под железнодорожными путями, автодорогами и пешеходными дорожками, не разрешается.

7.2.13. Трубопроводы на низких опорах рекомендуется прокладывать на участках, где предусмотрено перемещение подъемных механизмов и оборудования при эксплуатации и ремонте. Высоту от уровня земли до низа труб (или поверхности их изоляции) следует принимать с учетом возможности ремонтных работ, но не менее:

0,35 м при ширине группы труб до 1,5 м;

0,5 м при ширине группы труб 1,5 м и более.

7.2.14. Необходимо предусматривать самокомпенсацию температурных деформаций трубопроводов за счет использования поворотов трасс. Повороты рекомендуется выполнять преимущественно под углом 90°. Если невозможно ограничиться самокомпенсацией (например, на прямых участках значительной протяженности), устанавливают компенсаторы; тип компенсатора определяется расчетным путем.

7.2.15. При установке компенсатора в паспорт трубопровода вносят следующие данные: техническую характеристику, завод-изготовитель и год изготовления компенсатора; расстояние между неподвижными опорами, необходимую величину компенсации, величину предварительного растяжения; температуру окружающего воздуха при монтаже компенсатора и дату.

7.2.16. По трассе прокладки труб на низких опорах необходимо предусматривать планировку территории и отвод ливневых вод.

7.2.17. В местах прохода обслуживающего персонала через трубопроводы следует устроить переходные площадки или мостики.

7.2.18. Подземные трубопроводы для нефти и нефтепродуктов нужно прокладывать в грунте. Прокладка трубопроводов под и над зданиями, сооружениями и установками не допускается. Подземные трубопроводы должны прокладываться на глубине не менее 0,8 м от планировочной отметки земли до верха трубы. Трубопроводы с замерзающими средами должны прокладываться на 0,1 м ниже глубины промерзания грунта (до верха трубы).

7.2.19. На пересечениях с внутринефтебазовыми железнодорожными путями, автомобильными дорогами и проездами подземные трубопроводы должны быть заложены в футляры 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 футляра необходимо уплотнить и залить битумом. На участках трубопроводов, заключаемых в защитные футляры, должно быть минимальное число сварных стыков, проверенных физическими методами контроля.

Глубина заложения от верха стальных футляров должна быть не менее 1 м от подошвы шпалы, а под автодорогами и проездами - не менее 0,8 м от поверхности дорожного покрытия.

7.2.20. При одновременной прокладке в одной траншее двух или более трубопроводов их следует располагать в один ряд (в одной горизонтальной плоскости) с расстоянием между ними: не менее 0,4 м при условных диаметрах трубопроводов до 300 мм; не менее 0,5 м при условных диаметрах трубопроводов более 300 мм.

7.2.21. Подземные трубопроводы должны быть сварными, за исключением присоединения фланцевой или муфтовой арматуры и фланцевых заглушек. Арматура и фланцевые заглушки на подземных трубопроводах должны устанавливаться в специальных подземных камерах или колодцах. Вне камер и колодцев могут устанавливаться только приварные заглушки.

7.2.22. Колодцы и камеры управления задвижками следует располагать с внешней стороны обвалования (ограждающей стены) групп резервуаров. Коренные задвижки необходимо устанавливать непосредственно у резервуара.

7.2.23. Не разрешается прокладывать трубопроводы для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов в проходных каналах. В исключительных случаях, когда другие способы прокладки по условиям эксплуатации не могут быть применены, допускается прокладка трубопроводов в проходных каналах, при этом ширина прохода должна быть не менее 700 мм, а высота 2000 мм. При прокладке нескольких трубопроводов необходимо учитывать возможность ремонта и смены отдельных частей трубопроводов.

7.2.24. Укладка трубопроводов для вязких нефтепродуктов может быть подземной в каналах совместно с паропроводами, либо наземной с теплоизоляцией (пенополиуретаном и др.).

7.2.25. Уклоны трубопроводов должны быть не менее 0,02 для высоковязких и застывающих нефтепродуктов, 0,002 - для маловязких нефтепродуктов.

7.2.26. Защиту от коррозии трубопроводов для нефти и нефтепродуктов следует предусматривать:

в соответствии с требованиями ГОСТ 9.015-74 при подземной прокладке;

в соответствии с нормами защиты надземных трубопроводов от атмосферной коррозии, установленными СНиП II-45-75 (Прил. 1, п. 72) при надземной прокладке;

в соответствии с нормами защиты наружной поверхности труб от коррозии, установленными для указанных способов прокладки трубопроводов СНиП II-36-73 (Прил. 1, п. 69), при прокладке трубопроводов, обогреваемых по требованиям технологии, в непроходных каналах или при подземной прокладке.

7.2.27. Надежная безаварийная работа трубопроводов и безопасность их эксплуатации обеспечиваются постоянным наблюдением за состоянием трубопроводов, их арматуры и деталей; своевременным ремонтом в объеме, определенном при осмотре и ревизии; обновлением всех элементов трубопровода по мере износа и структурного изменения металла.

7.2.28. На технологические трубопроводы, транспортирующие топливный газ и легковоспламеняющиеся жидкости (бензины, керосины, нефть) должны быть составлены паспорта (Прил. 9). На остальные технологические трубопроводы должны быть заведены эксплуатационные журналы, в которых должны отражаться даты и данные о проведенных ревизиях и ремонтах (Прил. 10).

7.2.29. На каждой нефтебазе должен быть составлен перечень ответственных технологических трубопроводов в двух экземплярах. Один экземпляр должен храниться на нефтебазе, второй - в ПТО управления, а в республиках, где их нет, - в ПТО Госкомнефтепродукта.

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

7.2.31. В период эксплуатации все технологические трубопроводы должны подвергаться тщательному осмотру ответственным за их безопасную эксплуатацию. Срок осмотра в зависимости от местных условий устанавливается главным (старшим) инженером (директором) нефтебазы, но не реже чем через каждые 12 мес.

Осмотр трубопроводов, подверженных вибрации, а также фундаментов под опоры и эстакады для этих трубопроводов следует проводить не реже одного раза в квартал. Выявленные при этом дефекты должны быть немедленно устранены.

7.2.32. При наружном осмотре технологического трубопровода необходимо проверить: состояние сварных швов, фланцевых соединений, включая крепеж; герметичность всех соединений; состояние опорных конструкций, их фундаментов, подвесок, правильность работы надвижных опор; состояние и работу компенсирующих устройств; состояние дренажных устройств, арматуры.

Заземляющие устройства технологических трубопроводов должна проверять соответствующая служба.

Результаты осмотра оформляются актом. Все обнаруженные неплотности и дефекты должны быть устранены с соблюдением необходимых мер по технике безопасности и требований к ведению огневых работ.

7.2.33. Основной метод контроля надежной и безопасной работы технологических трубопроводов - периодические ревизии, при которых проверяется их состояние. Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода.

Сроки проведения ревизии технологических трубопроводов устанавливает администрация нефтебазы в зависимости от скорости их износа, опыта эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизий с учетом безопасной безаварийной эксплуатации трубопровода.

7.2.34. Сроки ревизии должны быть не реже одного раза в три года для трубопроводов, транспортирующих нефтепродукты и топливный газ, и не реже одного раза в шесть лет остальных.

7.2.35. При ревизии технологических трубопроводов необходимо провести работы, указанные в пп. 7.2.35.1 - 7.2.35.6.

7.2.35.1. Провести наружный осмотр трубопровода согласно п. 7.2.32 настоящих Правил.

7.2.35.2. Провести внутренний осмотр участка трубопровода, находящегося в неблагоприятных условиях; внутренняя поверхность должна быть очищена от отложений. Трубопровод демонтируют путем разборки или вырезки участка, подлежащего осмотру. Осмотром проверяют наличие коррозии, трещин, уменьшение толщины стенок труб и деталей трубопроводов, прокладок, сварных швов фланцев, арматуры, а также сопрягающихся поверхностей фланцевых и арматуры.

7.2.35.3. Простучать молотком и промерить толщину стенки трубопровода прибором (толщиномером) или путем засверловки с последующей заваркой отверстий.

Толщину стенок, измеряют в шахматном порядке на участках трубопровода, работающих в наиболее тяжелых условиях, через каждые 50 м на прямых участках и через каждые 10 м на участках, расположенных в насосных и цехах.

Замер толщины стенок трубопроводов, за исключением трубопроводов, транспортирующих топливный газ, обязателен в том случае, когда по результатам обстукивания нельзя точно судить об их надежной и безопасной работе. Обстукивание трубопроводов производится по всему периметру трубы молотком с шарообразной шляпкой массой 1,0 - 1,5 кг и ручкой длиной не менее 400 мм.

Состояние трубы определяется по звуку или по вмятинам, образующимся при обстукивании. Вопрос о частичном или полном удалении изоляции трубопровода решается главным (старшим) инженером (директором) нефтебазы с условием, что будет обеспечена надежная ревизия трубопровода.

7.2.35.4. Сварные стыки, качество которых при ревизии вызвало сомнение, подлежат гамма-просвечиванию или ультразвуковой дефектоскопии; при необходимости эти стыки следует подвергнуть металлографическим и механическим испытаниям.

7.2.35.5. Проверить состояние и правильность работы опор крепежных деталей и выборочно прокладок.

7.2.35.6. Провести испытание трубопровода в соответствии с указаниями п. 7.2.39 настоящих Правил.

7.2.36. После сопоставления результатов ревизии с первоначальными данными (результатами приемки или предыдущей ревизии) составляют акт ревизии трубопровода (Прил.), который утверждается начальником ПТО управления, а в республиках, где их нет, - начальником ПТО Госкомнефтепродукта союзной республики.

В паспорте или эксплуатационном журнале трубопровода должна быть сделана запись о проведенной ревизии со ссылкой на акт.

7.2.37. Надежность работы технологических трубопроводов проверяют гидравлическими испытаниями на плотность не реже одного раза в три года.

7.2.38. Периодические испытания на прочность и плотность технологического трубопровода проводятся под руководством лица, ответственного за безопасную эксплуатацию его, при ревизии и в срок, равный удвоенному сроку периодичности ревизий, но не реже одного раза в 8 лет. Результаты испытаний должны фиксироваться в паспорте, эксплуатационном журнале.

7.2.39. Все технологические трубопроводы подлежат испытанию на прочность и плотность, после монтажа, ремонта, связанного со сваркой, после консервации или простоя более одного года.

После разборки, связанной с единичной заменой прокладок, арматуры или элемента трубопровода, испытания проводят только на плотность. Устанавливаемые при этом арматура или элемент трубопровода должны быть предварительно испытаны на прочность пробным давлением.

Для арматуры из чугуна:

p , МПа 0,1 0,25 0,4 0,6 1 1,6

p , МПа 0,2 0,4 0,6 0,9 1,5 2,4

пров

Короткие трубопроводы (до 20 м), работающие без избыточного давления, испытаниям не подвергаются.

При испытании монтажные стыки и места сварки должны быть открыты.

7.2.40. Состояние заземляющих устройств трубопроводов должно проверяться и документально оформляться. Объемы и сроки проверки определяются инструкциями и графиками, разработанными и утвержденными руководством нефтебазы.

7.2.41. Следует постоянно проверять состояние сальниковой набивки. Неисправности запорных устройств необходимо устранять немедленно.

7.2.42. В период монтажа и ремонта трубопроводы необходимо проверить, чтобы в них не остались какие-либо посторонние предметы.

7.2.43. Давление испытания на прочность устанавливается проектом и должно быть:

для стальных трубопроводов при рабочих давлениях до 0,5 МПа - 1,5 p ,

раб

но не менее 0,2 МПа;

для стальных трубопроводов при рабочих давлениях выше 0,5 МПа -

1,25 p , но не менее p + 0,3 МПа.

раб раб

Трубопровод выдерживают под давлением испытания в течение 5 мин., после чего давление снижают до рабочего.

При испытании под рабочим давлением трубопровод осматривают, а сварные швы обстукивают молотком. Результаты считают удовлетворительными, если во время испытания не произошло падения давления по манометру, а в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружено течи и отпотевания.

7.3. НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ

7.3.1. Насосные станции нефтебаз предназначены для погрузки-выгрузки нефтепродуктов из железнодорожных цистерн и нефтеналивных судов, налива их в автоцистерны и бочки, а также для внутрибазовых перекачек.

7.3.2. Насосы для перекачки нефти и нефтепродуктов следует размещать в зданиях или на площадках (открытых или под навесами).

Насосы для перекачки нефти и нефтепродуктов, конструкция и двигатели которых допускают эксплуатацию их на открытом воздухе, следует размещать на площадках.

7.3.3. Размещение насосов, узлов задвижек, пунктов контроля и управления, средств автоматического управления технологическими процессами необходимо предусматривать в соответствии с требованиями СНиП II-104-76 (Прил. 1, п. 73) и СНиП II-106-79.

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

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

7.3.6. Узлы задвижек следует размещать вне здания продуктовой и насосной станций на расстоянии (до ближайшей задвижки) не менее 3 м от стены здания с проемами и 1 м от стены здания без проемов.

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

7.3.8. В местах расположения узлов задвижек следует предусматривать лоток для отвода стоков в закрытый сборник.

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

7.3.10. На насосных станциях ширина проходов между выступающими частями насосов должна быть не менее 1 м; при установке насосов шириной до 0,6 м и высотой до 0,5 м ширину проходов допускается уменьшать до 0,7 м.

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

7.3.12. В зданиях продуктовых насосных станций помещение для двигателей внутреннего сгорания должно быть отделено от помещения для насосов сплошной (без проемов) газонепроницаемой несгораемой стеной с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч.

7.3.13. Полы в насосной должны изготовляться из материалов, непроницаемых и не впитывающих нефтепродукты, легкомоющихся, не вызывающих скольжение, и иметь уклон в сторону приемника стоков.

7.3.14. Тип установленных насосов зависит от физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, источников питания (пар, электроэнергия), назначения операций (грузовые, зачистные, вспомогательные).

7.3.15. Монтаж, наладку и испытание насосных агрегатов производят согласно проекту и инструкциям заводов-изготовителей.

7.3.16. Гидравлические испытания трубопроводных коммуникаций насосов после каждого монтажа или ремонта осуществляют согласно требованиям раздела 7.2 настоящих Правил.

7.3.17. Передача от двигателей к насосам может быть прямая, через упругие (эластичные) муфты или при помощи редукторов, клиноременная (текстропная). Валы, соединяющие двигатели с насосами, в местах прохода через стены должны иметь сальниковые уплотнения.

7.3.18. Применять плоскоременные передачи в помещениях, где установлены насосы для перекачки легковоспламеняющихся жидкостей, не допускается.

7.3.19. Электродвигатели насосов, перекачивающих горючие жидкости, должны быть во взрывозащищенном исполнении. В отдельных случаях допускается применение двигателей в нормальном исполнении при условии установки их в отдельном помещении.

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

7.3.21. В формуляр каждого насосного агрегата необходимо заносить данные учета его работы перед проведением очередного ремонта.

Формуляр заполняет ответственный за эксплуатацию насосного агрегата.

7.3.22. Насосные агрегаты эксплуатируют в строгом соответствии с производственными инструкциями и настоящими Правилами.

7.3.23. В помещении насосной на видном месте вывешивают: схему обвязки насосов и соединения с трубопроводами и резервуарами; схему электрической части насосной; инструкции по эксплуатации агрегатов, по технике безопасности; по пожарной безопасности; график планово-предупредительного ремонта агрегатов.

Для насосных, смонтированных на площадках, эта документация должна помещаться под стеклом в рамках.

7.3.24. Дежурный персонал должен вести журнал эксплуатации насосных агрегатов, где отражается время работы агрегатов, показания измерительных приборов, замеченные неисправности и их устранение. Страницы журнала должны быть пронумерованы, прошнурованы и скреплены печатью (Прил. 12).

7.3.25. В неавтоматизированных насосных станциях дежурный персонал осуществляет аварийную остановку насосного агрегата в случаях:

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

при значительной утечке нефтепродуктов на работающем агрегате;

во всех случаях, создающих угрозу обслуживающему персоналу;

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

7.3.26. После аварийной остановки насосного агрегата необходимо выяснить причину аварийного состояния и до ее устранения не производить запуск данного агрегата. Об аварийной остановке агрегата необходимо сообщить руководству нефтебазы.

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

7.3.28. Все движущиеся части агрегата должны быть защищены надежно закрепленными ограждениями.

7.3.29. Во время работы насосного агрегата необходимо:

систематически наблюдать за показаниями манометров, вакуумметров и мановакуумметров;

не допускать работу агрегата при посторонних шумах и стуках;

контролировать температуру нагрева подшипников, сальников;

проверять масляные фильтры.

7.3.30. При внезапном прекращении подачи электроэнергии или пара необходимо немедленно отключить двигатели насосов от питающих линий и закрыть задвижки на всасывающих и напорных трубопроводах насосов.

7.3.31. Система смазки подшипников насосных агрегатов должна эксплуатироваться в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

В насосной масло для системы необходимо хранить в металлической или полиэтиленовой таре с плотно закрытыми крышками и в количестве не более суточной потребности.

7.3.32. При обнаружении неисправностей, нарушающих нормальный режим работы насосного агрегата, последний должен быть остановлен и исправлен. При остановке работающего насоса и пуске вместо него другого проверяется правильность открытия соответствующих задвижек. По окончании перекачки задвижки на всасывающей и напорной линиях должны быть закрыты.

7.3.33. Техническое обследование и ремонт насосных агрегатов необходимо проводить по утвержденному графику в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей, с оформлением наряда-допуска согласно инструкции на проведение опасных работ. При выводе насосного агрегата в ремонт всасывающую и напорную задвижки следует закрыть, на щите управления агрегатом вывесить плакат "Не включать, работают люди" и сделать запись в журнале с указанием времени вывода агрегата в ремонт.

7.3.34. Эксплуатация электроустановок и ремонт их в насосной станции должны соответствовать "Правилам технической эксплуатации электроустановок потребителей" и "Правилам техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей", ПУЭ-76 (Прил. 1, п. 91) и настоящим Правилам.

7.3.35. В помещениях насосных станций необходимо осуществлять постоянный надзор за герметичностью насосов и трубопроводов. Течь в сальниках насосов и в соединениях трубопроводов должна немедленно устраняться. Фланцевые соединения должны быть плотно затянуты на прокладках из паронита или бензостойкой резины толщиной 3 - 4 мм. На насосах и трубопроводах, предназначенных для перекачки масел и нефтепродуктов, разрешается применять прокладки из плотного картона толщиной 3 - 4 мм, предварительно проваренные в олифе. Прокладки должны соответствовать стандарту.

7.3.36. Полы, лотки в насосных должны быть спланированы и регулярно промываться водой. Скопление и застой нефтепродуктов не допускается. Для удаления разлившихся жидкостей помещения насосных оборудуются водяными стояками с резиновыми шлангами. Гидравлические затворы в местах присоединения сточных каналов насосной и канализации должны систематически осматриваться. Случайно разлитые нефтепродукты необходимо убирать, а при перекачке этилированных бензинов после зачистки место разлива необходимо дегазировать.

7.3.37. В насосном помещении для этилированного бензина следует хранить запас чистого песка или опилок, обтирочных материалов, хлорной извести, а также бочек с чистым керосином для мытья рук, деталей.

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

Нельзя допускать попадания нефти и нефтепродуктов под фундаментные рамы оборудования и механизмов и использовать фундаменты агрегатов в качестве опоры для грузоподъемных устройств.

Лотки в местах расположения узлов задвижек, продувочные краны и поддоны насосов для перекачки этилированных бензинов должны соединяться со сборным резервуаром, в остальных случаях - с канализацией для отвода нефтепродуктов и нефтей.

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

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

7.3.41. В насосных помещениях должна быть обеспечена безотказная работа естественной и механической вентиляции.

Запрещается пускать в работу насосные агрегаты при выключенной вентиляции. Систему вентиляции насосных, кратность воздухообмена в помещениях следует выбирать в соответствии со СНиП II-106-79 и настоящими Правилами.

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

Анализ воздушной среды проводят стационарными (автоматически) или переносными газоанализаторами.

7.3.43. Насосные станции должны быть оборудованы системой пожаротушения (тушение паром, инертными газами, пеной и др.), связью с объектами слива-налива нефти и нефтепродуктов, аварийной блокировкой и снабжены первичными средствами пожаротушения по действующим нормам.

7.4. ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЕ ЭСТАКАДЫ И ПОДЪЕЗДНЫЕ ПУТИ

7.4.1. Железнодорожные эстакады располагают на прямых участках железнодорожных тупиков, примыкающих к магистрали через стационарные пути.

7.4.2. Протяженность железнодорожных сливно-наливных эстакад определяется в зависимости от объема сливно-наливных операций, но должна быть не более максимальной длины одного маршрутного состава железнодорожных цистерн.

7.4.3. Длину тупикового железнодорожного пути со сливно-наливной эстакадой следует увеличивать на 30 м (для возможности расцепки состава при пожаре), считая от крайней цистерны расчетного маршрутного состава до упорного бруса.

7.4.4. Размещение сливно-наливных устройств должно соответствовать требованиям СНиП II-106-79. Расстояние от железнодорожных путей до выступающих частей сливно-наливных эстакад следует принимать в соответствии с габаритами приближения строений согласно ГОСТ 9238-83* (Прил. 1, п. 45).

7.4.5. Для погрузки-разгрузки железнодорожных цистерн и вагонов с затаренными нефтепродуктами железнодорожные тупики нефтебаз должны быть оборудованы:

эстакадами, состоящими из устройств для верхнего и нижнего слива и налива цистерн сифонных стояков, нижних сливных приборов, межрельсовых или боковых желобов, грузовых, зачистных и воздушновакуумных коллекторов, связанных системой трубопроводов с насосами и резервуарами, полуавтоматическими устройствами и автоматизированными системами налива, устройствами зачистки и др.;

стационарными или передвижными насосными установками;

устройствами для подогрева вязких и застывающих нефтепродуктов в цистернах;

заглубленными прирельсовыми резервуарами для слива вязких и застывающих нефтепродуктов;

средствами механизации погрузочно-разгрузочных работ, подъема и заправки сливных и наливных труб и рукавов;

эжекторами, средствами механизированной зачистки, подогревательными и прочими устройствами;

погрузочно-разгрузочными платформами для затаренных нефтепродуктов;

связью, освещением и пожарным инвентарем.

7.4.6. На нефтебазах первой категории сливно-наливные устройства для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов должны быть раздельными. Допускается использовать сливно-наливные устройства для легковоспламеняющихся нефтепродуктов при сливе и наливе дизельного топлива.

7.4.7. На железнодорожных эстакадах согласно СНиП II-106-79 должны быть сливно-наливные устройства: для нефти и нефтепродуктов (кроме мазутов) с температурой вспышки 120 °C и ниже - закрытыми; для нефтепродуктов с температурой вспышки выше 120 °C и мазутов - открытыми.

7.4.8. Желоба, лотки и плиты перекрытия желобов и лотков следует выполнять из несгораемых материалов.

7.4.9. Эстакады, наливные стояки необходимо оборудовать площадками, переходными мостиками, обеспечивающими безопасность работы обслуживающему персоналу при сливе-наливе цистерн.

7.4.10. Рукава, стояки и коллекторы, расположенные по верху наливных эстакад, оборудуются приспособлениями для освобождения их от остатков нефтей и нефтепродуктов.

7.4.11. На железнодорожной эстакаде для светлых нефтепродуктов перекидные мостки должны иметь деревянные или резиновые подушки с потайными болтами для опоры на цистернах.

7.4.12. Площадки сливно-наливных устройств должны быть спланированы и иметь уклон для стока жидкости в отводные лотки, трубы или каналы, соединенные со сборником через гидравлические или иного типа затворы.

7.4.13. В торцах сливно-наливных эстакад, а также вдоль эстакад на расстоянии не более 100 м друг от друга устанавливают несгораемые лестницы.

7.4.14. Территория сливно-наливных устройств, железнодорожные пути и эстакады необходимо всегда содержать в чистоте, исправности, в зимнее время - очищать от снега.

7.4.15. Трубы, задвижки и устройства налива и слива нефти и нефтепродуктов на железнодорожной эстакаде не должны мешать свободному проходу. Маховики задвижек, вентилей, ручки подъемных механизмов сливно-наливных рукавов следует располагать на удобной для обслуживания высоте.

7.4.16. Насосы, устройства автоматизированного налива типа АСН, сливно-наливные стояки, устройства нижнего слива, трубопроводы и задвижки следует пронумеровать и окрасить в различные цвета.

7.4.17. На сливно-наливных трубопроводах необходимо установить аварийные задвижки на расстоянии 10 - 50 м от сливно-наливных эстакад.

7.4.18. Железнодорожные сливно-наливные стояки для нефти и нефтепродуктов оборудуются гибкими бензостойкими рукавами с наконечниками, телескопическими или шарнирно соединенными трубами из материалов, не дающих искру. Наконечники и трубы заземляют. За состоянием заземления должно быть установлено постоянное наблюдение. Длина рукава с наконечником или труба должна обеспечивать спускание их до дна железнодорожной цистерны.

7.4.19. Коллекторы сливно-наливных эстакад должны быть специализированы и иметь уклон в сторону отводных труб. Подземные коллекторы необходимо освобождать от нефти и нефтепродуктов при смене сорта, а также от вязких нефтепродуктов с целью предотвращения их смешения, застывания и порчи.

7.4.20. На каждый трубопровод и коллектор необходимо составить калибровочную (градуированную) таблицу, утвержденную главным инженером территориального управления или Госкомнефтепродуктом республики, где нет управлений.

7.4.21. Подъемные механизмы сливно-наливных устройств снабжаются предохранительными приспособлениями, исключающими самопроизвольное вращение механизмов.

Сливные стояки следует поворачивать поворотным механизмом. Допускается применение троса, тяги, прикрепленных к верхней части стояка. Запрещается использовать для этой цели сливно-наливной рукав или трубу.

7.4.22. Сливно-наливные устройства, трубопроводы и задвижки необходимо регулярно осматривать и при необходимости ремонтировать. Обнаруженные неисправности должны быть немедленно устранены.

7.4.23. Этилированные бензины сливают и наливают через отдельные коллекторы.

Площадки, на которых расположены сливно-наливные устройства этилированных бензинов, и железнодорожные пути должны быть бетонированными с цементной затиркой и иметь стоки в специальный колодец-сборник или в канализацию этилстоков.

На эстакадах, предназначенных для слива-налива этилированного бензина, должны быть вывешены таблички с надписью "Этилированный бензин", "Ядовит!".

7.4.24. По обе стороны от сливно-наливных устройств или отдельно стоящих стояков (на расстоянии одного четырехосного вагона) должны быть установлены сигнальные знаки - контрольные столбики, запрещающие заход за них тепловозов.

7.4.25. Не допускается применение в качестве рычагов стальных ломов или других стальных предметов для сдвига с места и подкатки железнодорожных цистерн к месту слива-налива.

Подкатка железнодорожных цистерн может осуществляться только лебедками или деревянными вагами.

7.4.26. На железнодорожных подъездных путях нефтебазы, примыкающих к электрифицированным железным дорогам, должны устанавливаться два изолирующих стыка: первый - за пределами фронта слива, второй - у стрелки тупика.

7.5. СООРУЖЕНИЯ И УСТРОЙСТВА ДЛЯ ОТПУСКА НЕФТЕПРОДУКТОВ

В АВТОЦИСТЕРНЫ И ТАРУ

7.5.1. Сливно-наливные устройства для автоцистерн следует размещать на площадках (открытых или под навесами). Заправочные островки этих устройств и проезды между ними должны соответствовать требованиям СНиП II-93-74 (Прил. 1, п. 74).

7.5.2. Устройства слива-налива автоцистерн допускается размещать:

на одной площадке (открытой или под навесом) для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов;

непосредственно у разливочных, расфасовочных и раздаточных и у сливно-наливных железнодорожных эстакад для масел, для нефтепродуктов с температурой вспышки выше 120 °C;

с наружной стороны ограждения склада по требованиям технологии.

Площадки бетонируют и обустраивают канализацией.

7.5.3. Наливной пункт состоит из постов налива, в которых размещены системы налива. Число систем налива определяется грузооборотом нефтебазы. На каждом посту для одновременного налива автоцистерны и прицепа устанавливают два стояка с соответствующим оборудованием. В зависимости от мощности наливного пункта применяются наливные стояки с ручным управлением, установки автоматизированного налива с местным или дистанционным управлением.

7.5.4. На нефтебазах с малой реализацией эстакады или отдельные стояки для налива нефтепродуктов в автоцистерны должны отвечать следующим условиям:

число рабочих мест, предназначенных для каждого сорта нефтепродукта, и ассортимент отпускаемых нефтепродуктов определяются грузооборотом нефтебазы и местными климатическими условиями;

трубопроводные коммуникации и арматура соответствуют ассортименту нефтепродуктов;

рабочие места оборудуются площадками и стационарными лестницами для подъема на автоцистерны.

7.5.5. Наливные автостоянки и автоэстакады должны быть оборудованы рукавами с наконечниками или телескопическими трубами из неискрящего металла, длина которых обеспечивает опускание их до дна автоцистерн.

7.5.6. Подъезды автотранспорта к автостоянкам и автоэстакадам должны быть удобными и безопасными и обозначены соответствующими знаками и указателями. На территории сливно-наливных устройств встречные и перекрывающиеся потоки автомашин запрещаются.

7.5.7. Платформа автовесов должна быть защищена от атмосферных осадков навесом. Установка весов допускается только на прямых участках.

7.5.8. На станциях автоматизированного налива нефтепродуктов в автоцистерны предусматривают:

организацию отпуска по замкнутому грузопотоку;

централизованное управление системой и контроль за ее работой из операторной;

установку в одном отделении двух стояков с оборудованием для одновременного налива автоцистерны и цистерны прицепа и систем нижнего налива.

Число установок определяется грузооборотом нефтебазы.

7.5.9. Автоматизированные системы налива нефтепродуктов в автоцистерны должны обеспечивать: дистанционную задачу дозы отпускаемого нефтепродукта; невозможность налива без ведома оператора; предотвращение перелива; блокировку запрещения налива в случае, если наливной патрубок стояка не опущен в цистерну или нарушено заземление; исключение злоупотребления.

7.5.10. На нефтебазах для налива светлых нефтепродуктов применяют автоматизированные системы, которые должны эксплуатироваться в соответствии с заводским паспортом. АСН-5Н выполняет операции, перечисленные в п. 7.5.9.

Установка автоматизированного налива нефтепродуктов в автоцистерны с местным управлением типа АСН-5П - упрощенный вариант установки АСН-5Н и предназначена для эксплуатации на нефтебазах со средней и малой реализацией нефтепродуктов в автоцистерны, где в силу небольшой загрузки наливных устройств нет необходимости в централизованном дистанционном управлении процессом налива.

Устройство "Сигма" с ручной установкой плотности позволяет в системе АСН-5 вести учет налитых в автоцистерны нефтепродуктов в единицах массы, обеспечивает дистанционный контроль и управление процессом налива.

7.5.11. Управлять наливом автоцистерн при помощи автоматизированных систем должны операторы, прошедшие специальное обучение и сдавшие экзамен.

На клапане дозатора указаны операции, которые водитель автоцистерны обязан выполнить при наливе.

7.5.12. Уход за системой, профилактика и ремонт ее должны осуществляться персоналом, имеющим соответствующую подготовку в области КИП, а также прошедшие обучение и сдавшие экзамен в объеме программы, утвержденной администрацией нефтебазы.

В процессе эксплуатации необходимо вести журнал-график производства профилактики системы, журнал учета повреждений аппаратуры с указанием характера повреждений и выполненных мероприятий по их устранению (Прил. 13).

7.5.13. Категорически запрещается оставлять приборы систем открытыми, вскрывать их, не обесточив, пользоваться при вскрытии вместо ключей различными слесарными инструментами.

Вскрывать приборы во взрывозащищенном исполнении следует только специальными ключами. Все ключи от приборов должны храниться у ответственного лица.

7.5.14. Для руководства процессом налива нефтепродуктов в автоцистерны на территории сливно-наливных устройств необходимо оборудовать оперативную громкоговорящую связь в соответствии с типовым проектом, а в операторной установить телефон.

7.5.15. На мелких пунктах налива целесообразно применять неавтоматизированные наливные стояки с ручным управлением типа НС-11А.

Для налива вязких нефтепродуктов стояк снабжается паровой рубашкой.

7.5.16. Автоэстакады, автостоянки, а также автоматизированные станции налива необходимо содержать в исправности, обнаруженные течи нефтепродуктов немедленно устранять.

Неисправные устройства эксплуатировать запрещается.

7.5.17. Разливочные, расфасовочные и раздаточные для отпуска нефтепродуктов в тару в зависимости от климатических условий и видов нефтепродуктов оборудуются в помещениях или на площадках с навесами, оснащенных устройствами для отпуска и определения отпущенного количества нефтепродуктов (счетчиками, весами, специальными расфасовочными установками "Лира", постами налива РУ-5М, маслораздаточными колонками и др.).

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

7.5.19. У сплошных (без проемов) стен разливочных на расстоянии не менее 2 м (снаружи здания) допускается размещать раздаточные резервуары вместимостью до 25 куб. м каждый и общей вместимостью не более 200 куб. м. Расстояние между раздаточными резервуарами следует принимать 1 м.

7.5.20. Раздаточные резервуары вместимостью до 75 куб. м, предназначенные для подогрева и выдачи масел, размещают так, чтобы торцы их располагались в помещении разливочной.

Раздаточные резервуары вместимостью до 25 куб. м, предназначенные для подогрева и выдачи масел, допускается размещать в помещении разливочной при условии обеспечения отвода паров из резервуаров за пределы помещения.

7.5.21. Резервуары для масел общей вместимостью не более 400 куб. м допускается размещать в подвальных помещениях одноэтажного здания под разливочными, расфасовочными и под объединенными с ними в здании складскими помещениями для масел в таре.

Выходы из указанных подвальных помещений должны быть непосредственно наружу и не должны сообщаться с первым этажом.

7.5.22. Перед разливочной необходимо устраивать погрузочную площадку шириной 3 м и высотой 1,2 м. При установке бочкоподъемников и грузоподъемных устройств высота площадки может быть уменьшена.

7.5.23. Подключать раздаточные устройства к основным трубопроводам следует вне зданий и площадок разливочных; задвижки следует ставить на отпускных устройствах в месте присоединения их к основным трубопроводам.

7.5.24. За состоянием раздаточных кранов, патрубков для рукавов, трубопроводов и другого оборудования разливочных, расфасовочных и раздаточных должен быть установлен постоянный контроль.

Раздаточные краны должны легко открываться и закрываться и не давать течи. Все обнаруженные дефекты и неисправности необходимо устранять немедленно.

7.5.25. На участках отпуска нефтепродуктов должен быть предусмотрен запас песка и средства для ликвидации случайных разливов нефтепродуктов и зачистки загрязненных мест.

При получении нефтепродуктов необходимо соблюдать строгий порядок и очередность. Место погрузки каждого автомобиля указывается должностными лицами нефтебазы и ее филиалов.

7.6. ПРИЧАЛЫ И ПРИЧАЛЬНЫЕ СООРУЖЕНИЯ

7.6.1. Для швартовки нефтеналивных судов и проведения сливно-наливных операций на нефтебазах сооружаются специальные причальные сооружения.

Применяются три основных типа стационарных причальных сооружений: эстакадный пирс для швартовки с двух сторон, Т-образный или Г-образный пирсы и односторонний продольный причал открытого берегового фронта. Пирсы используются на морских и озерных нефтебазах, причалы - на речных.

Причальные сооружения по своему устройству и режиму должны отвечать требованиям Устава внутреннего водного транспорта и Правил пожарной безопасности и быть оснащены в соответствии с проектом:

швартовыми устройствами для упора и надежной швартовки судов;

шлангующими устройствами с автоматизированным или ручным приводом для соединения трубопроводов причала со сливно-наливными устройствами судов;

стационарными, передвижными или плавучими насосными установками;

средствами механизации швартовки;

средствами подачи электроэнергии, а также стационарным переносным освещением;

средствами связи с судами, а также пожарным инвентарем и спасательными средствами;

устройством для заземления судов;

помещением для персонала;

ограждением со стороны берега.

Плавучие причалы, кроме того, должны иметь средства малой механизации, если есть место для их размещения.

Для ликвидации последствий разлива нефтепродуктов в водоем рекомендуется устанавливать боковые заграждения.

7.6.2. Морские нефтебазы, обрабатывающие крупнотоннажные танкеры, оборудуются железобетонными и металлическими причальными сооружениями, состоящими из пирсов, корневая часть которых выполнена из массивной кладки, платформы со шлангующими устройствами, эстакады с технологическими трубопроводами, швартовыми и отбойными палами.

7.6.3. На речных нефтебазах с большим колебанием горизонта воды и значительными ледовыми нагрузками устраиваются "бычковые" железобетонные причалы или причальные стенки.

Причалы такого типа представляют собой комплекс гидротехнических сооружений; причальные бычки для подхода судов, отбойно-швартовые палы для швартовки судов, пешеходные мостки, подводящие эстакады для всех коммуникаций, соединяющие причал с береговым хозяйством, льдозащитные устройства. В бычках устраиваются насосные станции. При необходимости установки плавучей насосной станции сооружаются причалы с нишей в средней части.

7.6.4. Персонал нефтебазы, обслуживающий причал, должен следить за техническим состоянием трубопроводов, арматуры и оборудования на причалах, не допускать разлива нефтепродуктов и нефти в водоемы. Обнаруженная негерметичность должна немедленно устраняться.

7.6.5. При наличии грунтов с недостаточной несущей способностью, повышенной размываемости берега, необходимости обеспечения больших глубин используются плавучие причальные сооружения.

7.6.6. На стационарных и плавучих причалах отбойные устройства должны быть выполнены из эластичных материалов, уменьшающих жесткие удары и исключающих образование искр во время швартовки судов, а также при выгрузке или погрузке.

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

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

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

7.6.9. Расстояние между сливно-наливными пирсами в портах морских, озерных и на водохранилищах должно быть не менее 200 м при операциях и нефтепродуктами с температурой вспышки 28 °C и ниже не менее 150 м при операциях с нефтью и нефтепродуктами, температура вспышки которых выше 28 °C, но в обоих случаях не менее длины наибольшего судна.

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

7.6.11. Шлангующие устройства должны эксплуатироваться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей. Особо необходимо контролировать герметичность шарнирных и фланцевых соединений, своевременно смазывать шарниры рекомендованной смазкой.

7.6.12. Причалы должны быть оборудованы достаточным количеством трубопроводов соответствующих диаметров для обеспечения необходимой производительности погрузки-разгрузки нефтепродукта или нефти.

7.6.13. Присоединение сливного или наливного трубопроводов нефтеналивного судна к шлангующему устройству, а также наблюдение за этими трубопроводами до причала входит в обязанности вахтенного персонала наливных судов.

Присоединительные устройства должны соответствовать требованиям ГОСТ 20772-81 (Прил. 1, п. 54).

7.6.14. Рукава, шлангующие устройства должны иметь длину, обеспечивающую возможность движения судна у причала, а резинотканевые рукава должны поддерживаться при помощи мягких стропов или деревянных подставок. Подвеска и крепление рукавов должны быть надежными, не допускающими их падения и трения.

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

7.6.16. Береговые трубопроводы для слива-налива нефтепродуктов оборудуются задвижками, которые устанавливаются на расстоянии 30 м от причала, пирса.

7.6.17. Паропроводы, прокладываемые на причальных сооружениях, должны быть изолированы термоизоляционными материалами и снабжены в низких точках кранами или конденсатоотводчиками.

7.6.18. В межнавигационный период плавучие сооружения отсоединяют от береговой эстакады или берега и отводят в затон в специальные места, исключающие их повреждение при ледоходе.

7.7. ВЕНТИЛЯЦИЯ

7.7.1. Производственные помещения на нефтебазах должны быть оборудованы вентиляцией, обеспечивающей в зоне пребывания работников состояние воздушной среды, соответствующей требованиям санитарных норм проектирования промышленных предприятий СН 245-71 и СНиП II-33-75 (Прил. 1, п. 78, 67).

7.7.2. Вентиляция производственных помещений должна обеспечивать на рабочих местах и в рабочей зоне во время проведения основных и ремонтно-вспомогательных работ требуемых параметров: температуры, относительной влажности и скорости движения воздуха, а также снижать содержание вредных веществ в воздухе в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005-76 (см. Прил. 1, п. 11) и СН 245-71 (см. Прил. 1, п. 78).

7.7.3. Количество воздуха, необходимого для обеспечения требуемых параметров воздушной среды в рабочей зоне, следует определять расчетом, учитывая неравномерность распределения вредных веществ, тепла и влаги по высоте помещения и в рабочей зоне:

для помещений с тепловыделениями - по избыткам явного тепла;

для помещений с тепло- и влаговыделениями - по избыткам явного тепла влаги и открытого тепла, с проверкой на предупреждение конденсации влаги на поверхностях строительных конструкций и оборудования;

для помещений с газовыделениями - по количеству выделяющихся вредных газов при условии обеспечения предельно допустимых концентраций (ГОСТ 12.1.005-76).

7.7.4. Определение объема воздуха для вентиляции по кратности воздухообмена не допускается, за исключением случаев, оговоренных в нормативных документах, согласованных и утвержденных в установленном порядке.

7.7.5. В производственных помещениях с объемом на одного работающего менее 20 куб. м следует предусматривать подачу наружного воздуха в количестве не менее 30 куб. м/ч на каждого работающего; в помещениях с объемом на одного работающего более 20 куб. м - не менее 20 куб. м/ч на каждого работающего.

В помещениях с объемом на каждого работающего более 40 куб. м при наличии окон или окон и фонарей и при отсутствии выделения неприятно пахнущих веществ допускается предусматривать периодически действующую естественную вентиляцию (открывание створок переплетов окон и фонарей).

В зданиях, производственных помещениях и их отдельных зонах (участках) без естественной вентиляции (проветривания) с подачей в них средствами механической вентиляции только наружного воздуха объем свежего воздуха должен составлять не менее 60 куб. м/ч на одного работающего, но не менее одного кратного воздухообмена (по всему объему помещения) в 1 ч. При использовании для этих зданий производственных помещений и их отдельных зон механической вентиляции и кондиционирования воздуха с рециркуляцией объем подачи наружного воздуха должен быть не менее 60 куб. м/ч на одного работающего, но не менее однократного воздухообмена в час при расчетной кратности воздухообмена 10 и более.

При меньшей расчетной кратности воздухообмена (и применении рециркуляции) объем подачи наружного воздуха должен быть не менее 60 куб. м/ч на одного работающего, но не менее 20% от общего воздухообмена.

КРАТНОСТЬ ВОЗДУХООБМЕНА В 1 Ч ПРИ ВЫДЕЛЕНИИ

С НЕКОТОРЫХ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ (В ЗДАНИИ, ПОМЕЩЕНИИ)

┌──────────────────────────────────────────────┬──────────────┬───────────┐

│ Нефть и нефтепродукты │При отсутствии│При наличии│

│ │ сернистых │ сернистых │

│ │ соединений │соединений │

├──────────────────────────────────────────────┼──────────────┼───────────┤

│Нефть высокосернистая (при содержании серы │- │10 │

│более 2%) │ │ │

│Нефть (за исключением высокосернистой) │6,5 │8 │

│Бензин этилированный │13,5 │3,5 │

│Бензин неэтилированный │6,0 │8,0 │

│Бензол │12,0 │17,0 │

│Керосин, дизельные и моторное топлива, битум │5,0 │7,0 │

│и мазут │ │ │

│Смазочные масла, парафин (при отсутствии │3,5 │5,5 │

│растворителей) │ │ │

└──────────────────────────────────────────────┴──────────────┴───────────┘

Примечание. 1. При определении количества воздуха для вентиляции по кратности воздухообмена рекомендуется принимать высоту помещений равной 6 м (независимо от фактической).

2. В помещениях, где имеется нефть и нефтепродукты с температурой выше 80 °C, кратность воздухообмена следует принимать для нефти с коэффициентом 1,2 и для остальных нефтепродуктов с коэффициентом 1,5.

3. В складских неотапливаемых помещениях для нефтепродуктов в таре (независимо от их вида) следует принимать не менее однократного воздухообмена в час.

7.7.6. При отсутствии данных о количестве вредных веществ допускается следующая кратность воздухообмена в зданиях и помещениях складов нефти и нефтепродуктов.

7.7.7. Вентиляция по своему действию подразделяется на естественную (аэрация) и механическую (принудительную).

Механическая вентиляция по способу организации воздухообмена может быть общей и местной, а по характеру работы подразделяется на приточную, приточно-вытяжную и вытяжную.

7.7.8. Вентиляцию в зданиях, сооружениях и помещениях складов нефти и нефтепродуктов следует принимать в соответствии с табл. 7.7.1.

Таблица 7.7.1

СИСТЕМЫ ВЕНТИЛЯЦИИ В ЗДАНИЯХ И СООРУЖЕНИЯХ НЕФТЕБАЗ

│ Здания, сооружения и помещения │ Вентиляция │

│ ├──────────────────────┬────────────────┤

│ │ вытяжная │ приточная │

├─────────────────────────────────┼──────────────────────┼────────────────┤

│1. Помещения для насосов │Естественная из │Механическая с │

│продуктовых насосных станций при │верхней зоны в объеме │подогревом │

│объеме каждого помещения более │1/3 и механическая из │приточного │

│300 куб. м. Помещения разливоч- │нижней зоны в объеме │воздуха в │

│ных, расфасовочных и раздаточных;│2/3 удаляемого воздуха│холодный и │

│отапливаемые складские помещения │ │переходный │

│для нефтепродуктов в таре │ │периоды года │

│2. Помещения для насосов │Естественная из │Естественная с │

│продуктовых насосных станций при │верхней зоны в объеме │подогревом при- │

│объеме каждого помещения до 300 │1/3 и механическая из │точного воздуха │

│куб. м (с кратковременным │нижней зоны в объеме │местными │

│пребыванием обслуживающего │2/3 удаляемого воздуха│нагревательными │

│персонала) │(периодического │приборами │

│ │действия) │ │

│3. Помещения для электродвига- │В соответствии с │В соответствии │

│телей и электроаппаратуры │Правилами устройства │с ПУЭ-76 │

│(смежные с помещениями с │электроустановок ПУЭ │ │

│взрывопожарными производствами) │ │ │

│4. Помещения (камеры) для узлов │Естественная из │Естественная │

│задвижек продуктовых насосных │верхней зоны в объеме │ │

│станций, для насосов │1/3 и механическая из │ │

│канализационных насосных станций │нижней зоны в объеме │ │

│для перекачки производственных │2/3 удаляемого воздуха│ │

│сточных вод (с нефтью и │(периодического │ │

│нефтепродуктами) и конденсата (с │действия) │ │

│кратковременным пребыванием в них│ │ │

│обслуживающего персонала) │ │ │

│5. Складские неотапливаемые │Естественная │Естественная │

│помещения для нефтепродуктов в │(с дефлекторами) │ │

│таре │ │ │

│6. Помещения лаборатории для │Механическая - │Механическая │

│анализов нефти и нефтепродуктов │общеобменная из │ │

│ │расчета трехкратного │ │

│ │воздухообмена в час и │ │

│ │местные отсосы │ │

└─────────────────────────────────┴──────────────────────┴────────────────┘

Примечания. 1. Объем удаляемого воздуха из помещений лаборатории должен превышать на 10% объем приточного воздуха.

2. Вентиляционное оборудование по исполнению должно соответствовать классу взрывоопасных и пожароопасных зон согласно "Правилам устройства электроустановок" ПУЭ-76 и категории производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности.

7.7.9. Системы аварийной вентиляции предусматриваются в производственных помещениях, в которых возможно внезапное поступление в воздух больших количеств вредных или взрывоопасных веществ в соответствии с требованиями проекта и ведомственных нормативов, утвержденных в установленном порядке.

7.7.10. Размещение вентиляционного оборудования, устройство воздуховодов в производственных зданиях и помещениях должно соответствовать требованиям СНиП II-33-75.

7.7.11. Средства автоматизации (контроля автоматического регулирования, защиты оборудования, блокировки, управления и диспетчеризации) систем вентиляции определяется в целях:

обеспечения и поддержания требуемых условий воздушной среды в помещениях, повышения надежности работы систем, а также включения систем по специальным требованиям при пожаре, аварии и т.п.;

сокращения обслуживающего персонала, экономии тепла и электроэнергии.

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

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, воздуховодов 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.

7.7.13. В процессе предпусковых испытаний вновь смонтированных установок и систем в целом следует выявить фактические параметры их работы и путем регулировки довести эти параметры до проектных величин.

Конструкция и основные размеры естественной вентиляции должны соответствовать проекту.

7.7.14. Испытания вентиляционных систем должны проводиться специализированной организацией и оформляться актом.

7.7.15. Приемка и ввод в эксплуатацию вентиляционных установок проводят в соответствии с требованиями главы СНиП III-28-75 (см. Прил. 1, п. 77).

К эксплуатации допускаются вентиляционные системы, прошедшие предпусковые испытания на эффективность и имеющие инструкции по эксплуатации, паспорта и журналы по эксплуатации и ремонту вентиляционных установок.

7.7.16. Вентиляционные установки должны обслуживать назначенные приказом директора нефтебазы и обученные работники либо специально допущенные работники из дежурного персонала.

7.7.17. Эффективность вентиляционных систем должна проверяться в соответствии с графиком, утвержденным территориальным управлением или Госкомнефтепродуктом союзной республики, не реже одного раза в год, а также после капитального ремонта и реконструкции.

7.7.18. Ремонт и чистка вентиляционных систем проводятся способами, исключающими возникновение взрыва, пожара и несчастных случаев.

Смазка подвижных механизмов вентиляционных систем должна осуществляться после их остановки. К местам смазки должен быть безопасный и удобный доступ.

7.7.19. Режим работы вентиляционных систем в помещениях, оборудованных автоматическими газоанализаторами, устанавливается автоматическим и должен обеспечивать содержание взрывоопасных смесей паров нефтепродуктов с воздухом не более 20% от нижнего предела взрываемости.

При отсутствии автоматического управления система вентиляции должна работать постоянно.

7.7.20. В помещениях, оборудованных вентиляционными системами с автоматическими газоанализаторами, должна быть световая и звуковая сигнализация, оповещающая о наличии в помещении концентраций газов или паров, превышающих ПДК или достигающих 20% нижнего предела взрываемости.

7.7.21. Вентиляционная система в производственных помещениях включается за 15 мин. до начала работы оборудования, связанного с выполнением технологического процесса или работ в этих помещениях.

Пусковые устройства вентиляционной системы ручного управления располагаются у входа в помещение.

7.7.22. 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.

7.7.23. Концентрация паров нефтепродуктов в производственных помещениях объектов проверяется по утвержденному графику в местах, определенных руководством нефтебазы.

7.7.24. В случае отказа или недостаточной эффективности вентиляции в производственных помещениях, где могут выделяться пары нефтепродуктов, необходимые технологические операции должны временно, до создания санитарных условий, выполняться в шланговых противогазах.

7.7.25. Ответственность за исправное состояние, правильное действие и организацию обслуживания и ремонта вентиляционных установок возлагается на механика нефтебазы или инженерно-технического работника, назначенного приказом директора нефтебазы.

7.8. ВОДОСНАБЖЕНИЕ

7.8.1. Водоснабжение должно обеспечивать производственную, хозяйственно-питьевую и противопожарную потребность в воде согласно действующим нормам.

7.8.2. Устройство систем водоснабжения должно соответствовать требованиям СН 245-71, СНиП II-30-76, СНиП II-31-74, СНиП II-106-79 (см. Прил. 1, п. п. 78, 64, 65, 75).

7.8.3. Система водоснабжения должна обеспечивать бесперебойное снабжение водой надлежащего качества и в необходимом количестве в соответствии с действующими нормами на производственные и бытовые нужды объектов нефтебазы (сооружений, оборудования) и жилых поселков, а также обеспечивать потребность в воде на наружное пожаротушение, пополнение пожарного запаса и полив зеленых насаждений.

7.8.4. Водоснабжение нефтебазы находится под надзором соответствующих организаций Минздрава СССР, Минрыбхоза СССР, Минводхоза ССР.

Устройство оголовка водозабора (в рыбохозяйственных водоемах) должно препятствовать попаданию малька промышленных пород рыб в систему водовода.

Водоснабжение нефтебазы должно осуществляться по раздельным системам водопроводов: хозяйственно-питьевого; технического; противопожарного.

7.8.5. Хозяйственно-питьевые водопроводы, питаемые от городского водопровода, не должны иметь непосредственного соединения с водопроводами от других источников водоснабжения.

7.8.6. Противопожарное водоснабжение должно соответствовать требованиям строительных норм и правил, "Указаний по тушению нефтей и продуктов в резервуарах", а также "Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР".

7.8.7. Агрегаты водонасосных станций должны проверяться не реже одного раза в десять дней путем пуска на полную мощность не менее чем на 30 мин.

7.8.8. В помещениях пожарных насосных необходимо предусматривать установку резервного насоса. Насосные агрегаты должны запитываться от двух независимых источников электроснабжения. При отсутствии второго источника электроснабжения резервные насосы должны иметь привод от двигателей внутреннего сгорания.

7.8.9. Насос должен быть снабжен мановакуумметром на всасывающем и манометром на нагнетательном трубопроводах, а также предохранительной сеткой на всасывающей линии. В насосной должны быть вывешены общая схема водоснабжения нефтебазы и инструкции по эксплуатации оборудования насосной.

7.8.10. Водопроводные сети, как правило, должны быть кольцевыми с расположением на них гидрантов на расстоянии не более 150 м друг от друга.

7.8.11. За состоянием водоочистных сеток, водозаборных сооружений, колодцев, закрытых и открытых водоемов необходимо установить систематический надзор, ежегодно в летнее время детально обследовать и очищать их от мусора и ила.

7.8.12. Входы в объекты водоснабжения, а также люки наземных и подземных водяных резервуаров должны запираться. Ключи от замков должны храниться в установленных местах под ответственность лиц, назначенных приказом директора нефтебазы.

7.8.13. Эксплуатация артезианских скважин (колодцев) осуществляется согласно инструкции по эксплуатации, которую обязана составить и приложить к исполнительной документации организация, соорудившая артезианскую скважину.

7.8.14. При водоснабжении нефтебазы из открытых водоемов вода, идущая на бытовые нужды, хлорируется и подвергается бактериологическому анализу в сроки, установленные органами санитарного надзора.

7.8.15. Все нефтебазы должны вести раздельный учет воды, потребляемой на производственные и хозяйственно-бытовые нужды.

7.9. КАНАЛИЗАЦИЯ

7.9.1. Для отвода сточных вод на нефтебазах и их филиалах, как правило, устраивают следующие системы канализации: производственную или производственно-дождевую; спецканализацию; бытовую.

7.9.2. В производственную или производственно-дождевую канализацию должны отводиться: подтоварная вода из резервуаров; вода от мытья бочек из-под нефтепродуктов, площадок со сливно-наливными устройствами, полов в продуктовых насосных станциях и др.; вода от охлаждения резервуаров при пожаре; дождевые воды с открытых площадок для сливно-наливных устройств, обвалованной территории резервуарного парка и других мест, где эти воды могут быть загрязнены нефтепродуктами.

7.9.3. Сточные воды от резервуаров и технологических установок, связанных с хранением и применением этилированных бензинов, сливно-наливных устройств, а также сточные воды лаборатории, автогаража, содержащие тетраэтилсвинец, следует отводить по сети спецканализации на сооружения, предназначенные для очистки этих стоков, или собирать в отдельные сборники и вывозить в специально отведенные места, согласованные с контролирующими органами.

7.9.4. Эксплуатация канализационных сетей и очистных сооружений должна осуществляться в соответствии с "Инструкцией по эксплуатации очистных сооружений нефтебаз, наливных пунктов, перекачивающих станций и АЗС".

7.9.5. Сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров, не допускается сбрасывать в сеть канализации. Они должны отводиться по сборно-разборным трубопроводам в шламонакопители и после отстаивания направляться по сети производственной или производственно-дождевой канализации на очистные сооружения нефтебазы.

7.9.6. В случае отвода производственных сточных вод, выделяющих газы, следует предусматривать меры, предотвращающие проникновение газов в помещения.

7.9.7. При попадании в колодец нефтепродуктов (в результате аварии) их необходимо откачать в отдельный резервуар. Сброс нефтепродуктов в сеть производственно-дождевой канализации запрещается.

7.9.8. Приводы запорных устройств (хлопушек) на выпусках производственно-дождевых вод из обвалованных территорий резервуарных парков должны устанавливаться на ограждающем валу или за его пределами.

7.9.9. Для предотвращения накапливания различных осадков, закупоривающих коллекторы, необходимо постоянно следить за уровнем воды в колодцах с гидравлическими затворами. При повышении уровня воды требуется прочистить засоренный участок трубы и колодец.

7.9.10. В целях сохранения расчетной пропускной способности канализационных сетей следует осуществлять их профилактическую прочистку не реже двух раз в год.

7.9.11. Требования и условия, при которых возможно отведение сточных вод в водные объекты, порядок контроля и ответственность за выполнение этих требований определены "Правилами охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами".

7.9.12. Выпуск производственных сточных вод в городскую канализационную сеть должен осуществляться в соответствии с требованиями жилищно-коммунальных органов.

7.9.13. Состав сооружений для очистки производственных сточных вод и степень их очистки необходимо выбирать с учетом дальнейшего использования очищенных вод: оборотного водоснабжения, испарения, сброса в водоем или на очистные сооружения других предприятий для последующей очистки и т.д.

7.9.14. Степень очистки сточных вод от эфирорастворимых веществ (нефтепродуктов и других органических веществ, извлекаемых эфиром) на некоторых объектах очистных сооружений указана в табл. 7.9.1.

Таблица 7.9.1

СТЕПЕНЬ ОЧИСТКИ СТОЧНЫХ ВОД ОТ ЭФИРОРАСТВОРИМЫХ ВЕЩЕСТВ

┌─────────────────────────────────────────────┬───────────────────────────┐

│ Сооружение │Содержание эфирорастворимых│

│ │ веществ в воде, мг/л │

│ ├──────────────┬────────────┤

│ │ поступающей │ очищенной │

│ │ в сооружение │ │

├─────────────────────────────────────────────┼──────────────┼────────────┤

│Нефтеловушка │400 - 15000 │50 - 100 │

│Флотационная установка, песчано-гравийные │50 - 100 │15 - 20 │

│фильтры │ │ │

│Пруд дополнительного отстоя (до двух суток) │50 - 100 │15 - 30 │

│Станция биологической очистки │20 - 50 │5 - 10 │

│Установка озонирования (две ступени) │10 - 15 │1 - 3 │

└─────────────────────────────────────────────┴──────────────┴────────────┘

7.9.15. 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.

7.9.16. Для обслуживания канализационной сети и очистных сооружений должны выделяться необходимые штатные единицы.

Численность персонала определяется исходя из сложности комплекса очистных сооружений, их территориального размещения, оснащения рабочих мест необходимым инвентарем и оборудованием применительно к характеру выполняемой работы, уровня механизации и автоматизации работ.

7.9.17. Эксплуатационный персонал обязан:

регулярно следить за работой и исправностью всех объектов очистных сооружений и узлов (задвижек, лотков, желобов, водосливов, труб для сбора и удаления нефтепродуктов, механизмов для сгребания осадков, реагентного хозяйства, измерительных приборов и т.п.);

обеспечивать технический надзор, а также контроль за качеством поступающей и выходящей из отдельных сооружений сточной воды;

осуществлять постоянный контроль за работой буферных резервуаров или других усреднителей с целью максимального выравнивания расхода и состава сточных вод, поступающих на последующую очистку, герметичностью всего оборудования и трубопроводов.

7.9.18. По всему комплексу сооружений и каждому объекту в отдельности необходимо определять:

количество сточных вод, поступающих на очистку и сбрасываемых после очистки;

расход реагентов, воздуха, электроэнергии, воды, тепла и других ресурсов;

количество и качество выделенных из сточных вод нефтепродуктов;

эффективность очистки по данным физико-химических анализов поступающей на очистку и очищенной сточной воды.

Перечисленные показатели должны записываться в соответствующих журналах работы очистных сооружений, разделочных резервуаров и лабораторного контроля качества сточных вод (Прил. 14). Страницы журналов должны быть пронумерованы, прошнурованы и скреплены печатью.

7.9.19. Для контроля качества сточных вод должен быть организован отбор проб этих вод и их химический анализ.

При текущем контроле за качеством сточных вод определяемые показатели согласовываются с контролирующими органами.

Методы определения показателей, периодичность и правила отбора проб сточных вод указаны в инструкции (см. Прил. 1, п. 103).

7.9.20. Особенно тщательный контроль за работой очистных сооружений следует осуществлять в зимнее время, когда вследствие понижения температуры сточных вод процессы очистки замедляются.

7.9.21. Очистные сооружения, работа которых в зимний период не предусмотрена, должны быть своевременно законсервированы.

7.9.22. На сооружения для очистки и обезвреживания сточных вод должны составляться паспорта установленной формы.

7.10. ЛАБОРАТОРИИ

7.10.1. Лаборатории нефтебаз должны обеспечивать выполнение анализов нефти и нефтепродуктов, поступающих, хранящихся, отгружаемых и отпускаемых с нефтебаз, сырья и готовой продукции регенерационных и обезвоживающих установок, сточных вод, воздуха в резервуарах, колодцах, производственных зданиях и др.

7.10.2. Основными задачами работников лабораторий нефтебаз являются:

выполнение анализов проб нефти, нефтепродуктов, сырья регенерационных и обезвоживающих установок в соответствии с действующими стандартами;

заполнение паспортов качества и выдача заключений о соответствии нефти и нефтепродуктов стандартам и техническим условиям;

выполнение анализов проб воздуха, отобранного из резервуаров, колодцев, производственных зданий и территории нефтебаз и т.д., для определения содержания в них паров углеводородов, сероводорода, тетраэтилсвинца, окиси углерода;

выполнение анализов сточных вод;

хранение контрольных арбитражных проб;

участие в работах по изучению причин обводнения и порчи нефтепродуктов и нефти и разработке мероприятий по исправлению нестандартной продукции и предотвращение ее порчи;

проведение консультаций с потребителями по вопросам применения и испытания нефтепродуктов;

проверка в установленные сроки лабораторных измерительных приборов в органах Госстандарта.

7.10.3. Проводимые анализы должны выполняться в строгом соответствии с действующими стандартами или утвержденными методиками и с применением указанных материалов и реактивов. В стандарты должны своевременно вноситься изменения и дополнения.

7.10.4. Лаборатории нефтебаз размещают в зданиях не ниже II степени огнестойкости. Допускается размещение лаборатории в зданиях, занятых другими производственными помещениями, при условии отделения ее несгораемой стеной.

7.10.5. Структура лабораторного контроля, штаты лабораторий, размеры необходимых помещений, оснащенность лабораторий оборудованием и средствами контроля определяются в зависимости от количества анализов, периодичности выполнения, их характера и трудоемкости.

7.10.6. В лаборатории необходимо вести журналы учета анализов по формам, установленным "Инструкцией по контролю за качеством нефтепродуктов в системе Госкомнефтепродукта СССР".

В журналы вносят все записи и расчеты результатов проведенных анализов. Регистрацию результатов работы в журналах следует вести регулярно и аккуратно. Подчисток и поправок в журнале не допускается. Страницы журналов должны быть пронумерованы, прошнурованы и скреплены печатью.

Журналы для записей анализов следует хранить в течение трех лет.

7.10.7. Все анализы нефтепродуктов должны оформляться паспортами качества, фиксирующими результаты проведенных лабораторных определений и устанавливающими стандартность продуктов.

В паспорте должны быть указаны: наименование предприятия, номер паспорта, дата анализа, наименование нефтепродукта, номер стандарта или технических условий, по которым данный нефтепродукт нормируется, место отбора пробы, перечень и значение физико-химических показателей. Паспорт подписывают ответственные за правильность анализов. В паспорте не допускаются исправления, подчистки и помарки.

7.10.8. Рабочие помещения лаборатории оборудуются принудительной приточно-вытяжной вентиляцией и местными вытяжками из шкафов, раковин и других очагов газовыделений. Вытяжные шкафы должны поддерживаться в исправном состоянии. Запрещается пользоваться вытяжными шкафами с разбитыми стеклами или неисправной вентиляцией.

7.10.9. Перед началом работы помещения лаборатории должны быть проветрены. Все работы, связанные с возможностью выделения токсичных или пожаровзрывоопасных паров и газов, должны выполняться только в вытяжных шкафах.

7.10.10. Запрещается загромождение вытяжных шкафов посудой, приборами и лабораторным оборудованием, не связанным с выполняемой работой.

7.10.11. Вытяжные шкафы и моечные помещения должны освещаться светильниками во взрывозащищенном исполнении. Выключатели и штепсельные розетки необходимо располагать вне вытяжных шкафов.

7.10.12. Сотрудники лаборатории обязаны знать пожарную опасность нефтепродуктов, применяемых химических веществ и материалов и соблюдать меры безопасности при работе с ними.

Вещества и материалы хранят в лаборатории строго по ассортименту. Не допускается совместное хранение веществ, химическое взаимодействие которых может вызвать пожар или взрыв.

7.10.13. Остатки нефтепродуктов после анализа, отработанные реактивы и ядовитые вещества необходимо сливать в специальную посуду и удалять из лаборатории. Запрещается сливать эти жидкости в раковины фекальной канализации.

7.10.14. Огнеопасные вещества (нефть, бензин, бензол, спирт и т.д.), пробы нефтепродуктов, кислоты, щелочи должны храниться в специально выделенных помещениях, отвечающих требованиям пожарной безопасности.

7.10.15. Количество легковоспламеняющихся растворителей и других горючих жидкостей в рабочих помещениях лаборатории не должно превышать суточной потребности. Эти жидкости хранятся в металлических шкафах (ящиках), установленных в стороне, противоположной выходу.

7.10.16. На общей газовой магистрали устанавливают кран, позволяющий прекратить подачу газа в газовую сеть лаборатории. Газовая сеть каждого рабочего помещения лаборатории должна иметь запорный кран или вентиль на ответвлении от общей газовой магистрали. Эти краны и вентили располагают снаружи рабочих помещений в легкодоступных местах.

Работники лаборатории должны знать расположение газовых запорных кранов и вентилей.

7.10.17. Газовая сеть должна быть герметична и проверяться не реже одного раза в месяц. Проверку и ремонт газовой арматуры проводят квалифицированные слесари.

7.10.18. При обнаружении утечек газа в помещении лаборатории необходимо немедленно закрыть запорные краны и проветрить помещение. Зажигать горелки, включать нагревательные и осветительные приборы до полного проветривания лаборатории запрещается.

7.10.19. Баллоны со сжатыми и сжиженными газами при эксплуатации устанавливают в местах, недоступных действию прямых солнечных лучей или теплоизлучению от отопительных и нагревательных приборов. Баллоны укрепляют в вертикальном положении специальными хомутами. Пользоваться газом из баллонов разрешается только через редукторы с исправными манометрами.

Запрещается держать в лаборатории более одного баллона с однородным газом.

7.10.20. Хранение баллонов с газами разрешается в специальных помещениях, оборудованных приточно-вытяжной вентиляцией, или на открытом воздухе под навесом в специальных стойках или стеллажах, или в металлических шкафах с прорезями или жалюзийными решетками для проветривания. Запрещается хранение в одном помещении баллонов с газами, образующими между собой взрывчатые смеси, а также баллонов с кислородом и карбидом кальция.

7.10.21. Лабораторную посуду разрешается мыть только в специально оборудованном для этой цели помещении с самостоятельной приточно-вытяжной вентиляцией. Эти помещения должны быть отделены от остальных помещений лаборатории несгораемыми перегородками с самостоятельным выходом в коридор.

7.10.22. Все помещения лаборатории должны содержаться в постоянной чистоте; случайно разлитые легковоспламеняющиеся и горючие жидкости должны быть немедленно убраны, а залитые жидкостью места вымыты горячей водой.

7.10.23. При проведении работ, связанных с подогревом горючих или токсичных веществ, в помещении лаборатории должно находиться не менее двух человек. Оставлять рабочее место без присмотра запрещается. Если необходимо оставить рабочее место на непродолжительное время, работник должен выключить источник нагрева.

7.10.24. Запрещается проводить работы без спецодежды и в промасленной одежде.

7.10.25. Все помещения лаборатории должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения: огнетушителями, песком, кошмой и т.д.

7.10.26. Перед входом в лабораторию должна висеть табличка с надписью: "Посторонним вход запрещен".

7.10.27. В тех случаях, когда возможно разбрызгивание ядовитой жидкости (например, при разбавлении кислот и растворении щелочей), работники лаборатории обязательно должны надевать защитные очки. При разбавлении кислота доливается к воде, а не наоборот.

7.10.28. Во избежание ожогов или обморожения нельзя брать незащищенными руками горячую или переохлажденную посуду, аппаратуру или реактивы.

7.10.29. Во время работы с щелочами нельзя допускать попадание их на кожу. Растворять щелочь следует в фарфоровой посуде.

7.10.30. Сосуды с ядовитыми веществами должны быть плотно закупорены и снабжены этикеткой "Яд" или "Токсическое вещество"; не разрешается оставлять их на рабочем месте.

7.10.31. При наполнении ядовитыми веществами пипеток и других сосудов не разрешается засасывать в них жидкость ртом, для этой цели следует пользоваться резиновой грушей.

7.10.32. Категорически воспрещается применение этилированного бензина в качестве горючего для горелок и паяльных ламп и растворителя при лабораторных работах, а также для мытья рук, посуды и т.д.

7.10.33. Спецодежду лабораторных работников, связанных непосредственно с анализами этилированных продуктов, следует дегазировать и регулярно стирать. В случае отсутствия дегазационных камер спецодежду необходимо положить в керосин на 2 ч (не менее), затем отжать, прокипятить, после чего обильно промыть горячей водой и лишь тогда сдать в стирку.

7.10.34. По окончании работы с этилированным бензином необходимо немедленно тщательно вымыть руки керосином, а затем лицо и руки теплой водой с мылом.

7.10.35. Лаборатории, производящие анализы этилированных бензинов, должны быть снабжены запасом дегазаторов, бачками с керосином, оборудованы душевыми или умывальниками с теплой водой. К лабораторным работам с этилированными продуктами могут быть допущены только те работники, которые сдали технический минимум по обращению с этилированными нефтепродуктами и прошли периодический медосмотр.

7.10.36. В помещениях лаборатории категорически воспрещается курить, мыть полы бензином и другими летучими продуктами, хранить смоченные летучими продуктами тряпки, полотенца, одежду, сушить что-либо на паровых линиях, работать с нефтепродуктами над трубами парового отопления, оставлять неубранный разлитый нефтепродукт, сливать горючие жидкости в раковину и мойку.

7.10.37. Запрещается загромождать помещения моечной посторонними предметами, излишней посудой, пробами, остатками отобранных нефтепродуктов и т.д. Пробы должны храниться в обособленных от лаборатории специальных огнестойких помещениях.

7.10.38. Запрещается в моечных комнатах, складах реактивов, газогенераторных пользоваться открытым огнем.

7.10.39. Запрещается переливать легковоспламеняющиеся вещества в помещениях, где применяют открытый огонь, а также держать горючие материалы вблизи горелок и других нагревательных приборов.

7.10.40. Если бутыль или другой сосуд с легковоспламеняющимся веществом разобьется, то, прежде чем собирать осколки, разлитую жидкость засыпают песком. После этого нужно осторожно собрать осколки стекла и сгрести песок, пропитанный пролитой жидкостью, на деревянную лопатку или фанеру. Запрещается применять железную лопату.

7.10.41. По окончании работ необходимо проверить, закрыты ли газовые и водяные краны, потушены ли горелки, лампы и другие приборы, выключены ли электронагревательные приборы, электромоторы, вентиляция, электрическое освещение, промыты ли водой раковины, убрано ли все горючее в склад, закрыты ли пробками сосуды с реактивами и материалами, прибрано ли помещение лаборатории и рабочие места.

7.10.42. Противопожарные средства должны быть расположены так, чтобы в случае необходимости их можно было легко достать.

7.10.43. Во всех случаях загорания следует немедленно вызвать пожарную охрану.

7.10.44. В лаборатории должна находиться аптечка с набором медикаментов, бинтов и ваты. Каждый работник лаборатории должен уметь быстро и правильно оказать первую помощь пострадавшему.

7.10.45. Реактивы, изменяющиеся под действием света, хранят в желтых или темных склянках.

7.10.46. Запрещается путать пробки от склянок, содержащих разные реактивы, во избежание загрязнения последних.

7.10.47. На всех склянках с реактивами всегда должны быть этикетки с указанием названия реактива и степени его чистоты.

7.10.48. Необходимо соблюдать осторожность при использовании для мытья посуды концентрированных щелочей, концентрированных кислот, хромовой смеси и других окислителей; при работе с органическими растворителями избегать вдыхания их паров, попадания растворителей на руки и одежду и помнить об огнеопасности многих органических растворителей.

7.10.49. Нельзя нагревать легковоспламеняющиеся вещества непосредственно на пламени. Для этого должны использоваться водяные бани. При работе с водяной баней необходимо следить за тем, чтобы в ней всегда была вода.

7.10.50. Запрещается нагревать термометры выше максимальной температуры, указанной на шкале.

7.11. КОТЕЛЬНЫЕ

7.11.1. Котельные установки предназначены для получения пара, обеспечивающего работу насосных установок и подогрев нефти и нефтепродуктов при технологических операциях, нагревания воды, используемой в качестве теплоносителя для обогрева производственных и жилых помещений.

Котельные должны эксплуатироваться в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов" (Прил. 1, п. 93).

7.11.2. Объемно-планировочные и конструктивные решения по котельным должны приниматься в соответствии с требованиями СНиП II-35-76 (см. Прил. 1, п. 93).

7.11.3. Во всех котельных независимо от их мощности должно быть разрешение на топливный режим, оформленное в соответствующих органах (Госплан СССР, Госкомнефтепродукт СССР).

7.11.4. Вентиляция и отопление котельной должны обеспечивать удаление излишков влаги, вредных газов и пыли и поддерживать следующие температурные условия:

в зоне постоянного пребывания обслуживающего персонала температура воздуха зимой не должна быть ниже 12 °C, а летом превышать температуру наружного воздуха более чем на 5 °C;

в остальных местах возможного пребывания обслуживающего персонала температура воздуха не должна превышать более чем на 15 °C температуру в основной зоне.

7.11.5. На каждом этаже котельного помещения должно быть не менее двух выходов, расположенных в противоположных сторонах помещения. Допускается устройство одного выхода, если площадь этажа не менее 200 кв. м и имеется запасный выход на наружную пожарную лестницу, а в одноэтажных котельных - при длине помещения по фронту котлов не более 12 м.

7.11.6. Помещения котельной должны быть обеспечены достаточным дневным светом, а в ночное время - электрическим освещением. Места, которые по техническим причинам нельзя обеспечить дневным светом, должны иметь электрическое освещение.

Освещенность основных рабочих мест должна быть не ниже следующих норм:

│ │Освещенность, лк│

│Измерительные приборы, указатели уровня, тепловые щиты, │50 │

│пульты управления │ │

│Фронт котлов, бункерное, дымососное, вентиляционное │20 │

│и компрессорное отделения, приборы автоматики, │ │

│химводоочистка, приборы управления питанием котлов и │ │

│топливоподачей │ │

│Помещения баков, деаэраторов, зольные помещения, │10 │

│площадки обслуживания котлов и места за котлами │ │

│Коридоры, лестницы │5 │

7.11.7. Помимо рабочего освещения в котельных должно быть аварийное электрическое освещение от источников питания, независимых от общей электроосветительной сети котельной.

Подлежат обязательному оборудованию аварийным освещением следующие места: фронт котлов, а также проходы между котлами, сзади котлов и над котлами; тепловые щиты и пульты управления; водоуказательные и измерительные приборы; зольные помещения; вентиляторная площадка; дымососная площадка; помещения для баков и деаэраторов; площадки и лестницы котлов; насосное помещение.

Для котельных с площадью до 250 кв. м в качестве аварийного освещения разрешается применять переносные электрические фонари.

7.11.8. Электрическое оборудование, светильники, токопровод, заземление должны соответствовать требованиям ПУЭ (Прил. 1, п. п. 83, 84, 89, 90).

7.11.9. Для электрических ламп общего и местного освещения, подвешиваемых на высоте ниже 2,5 м над полом или площадками, напряжение должно быть не более 36 В. Допускается напряжение 127 - 220 В при условии обслуживания их специалистами, допущенными к эксплуатации электрооборудования и электроосветительных приборов.

7.11.10. Котлы должны устанавливаться в отдельных зданиях (котельных закрытого типа). Допускается установка котлов в котельных полуоткрытого типа - в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 20 °C до минус 30 °C; открытого типа - в районах с расчетной температурой наружного воздуха от минус 20 °C и выше.

В районах пылевых бурь и обильных атмосферных осадков независимо от расчетной температуры и наружного воздуха котлы должны размещаться в котельных закрытого типа.

7.11.11. Допускается примыкание котельных к производственным помещениям при условии отделения их противопожарной стеной с пределом огнестойкости не менее 4 ч. При наличии в этой стене дверных проемов двери должны открываться в сторону котельной. Не допускается устройство каких-либо помещений непосредственно над котлами.

7.11.12. В котельных необходимо предусматривать ремонтные участки или помещения для проведения текущего ремонта оборудования, арматуры, приборов контроля и регулирования.

7.11.13. Для обслуживающего персонала в здании котельной должны быть оборудованы бытовые помещения в соответствии с санитарными правилами.

7.11.14. Размещение котлов и вспомогательного оборудования в котельной (расстояние между котлами и строительными конструкциями, ширина проходов), а также устройство площадок и лестниц для обслуживания оборудования независимо от параметров теплоносителя следует предусматривать в соответствии с Правилами (см. Прил. 1, п. 93).

7.11.15. Все элементы котлов, трубопроводов, пароперегревателей, экономайзеров и вспомогательного оборудования с температурой стенки наружной поверхности выше 45 °C, расположенные в местах, доступных для обслуживающего персонала, должны быть покрыты тепловой изоляцией, температура наружной поверхности которой не должна превышать 45 °C.

7.11.16. Запрещается установка в одном помещении с котлами и экономайзерами машин и приборов, не имеющих прямого отношения к их обслуживанию, ремонту оборудования котельной или к технологии получения пара.

7.11.17. Для управления работой и обеспечения нормальных условий эксплуатации котлы, пароперегреватели, экономайзеры должны быть снабжены необходимой арматурой, контрольно-измерительными приборами безопасности, доступными для наблюдения и обслуживания.

7.11.18. Каждый котел производительностью более 0,1 т/ч пара должен иметь не менее двух предохранительных клапанов, один из которых контрольный.

На котлах производительностью 0,1 т/ч пара и менее допускается установка одного предохранительного клапана.

7.11.19. Суммарная пропускная способность предохранительных клапанов, устанавливаемых на котле, должна быть не менее часовой паропроизводительности котла.

7.11.20. Предохранительные клапаны должны устанавливаться на патрубках, присоединенных непосредственно к барабану котла или паропроводу без промежуточных запорных органов. При расположении на одном патрубке нескольких предохранительных клапанов площадь поперечного сечения патрубка должна быть не менее 1,25 сумм площадей сечений всех предохранительных клапанов.

Отбор пара от патрубка, на котором расположены один или несколько предохранительных клапанов, запрещается.

7.11.21. Предохранительные клапаны должны иметь защитные устройства (отводные трубы), предохраняющие обслуживающий персонал от ожогов при срабатывании, а контрольные клапаны, кроме того, должны иметь сигнальные устройства (например, свисток), если выход среды из них не слышен с рабочего места машиниста (кочегара) котла.

Среда, выходящая из предохранительных клапанов, должна отводиться за пределы помещения; отвод не должен создавать за клапаном противодавления; отводящие трубы должны быть оборудованы для слива скапливающегося в них конденсата.

7.11.22. Каждый котел должен иметь не менее двух водоуказательных приборов прямого действия для постоянного наблюдения за уровнем воды, на которых против допускаемых "низшего" и "высшего" уровней устанавливаются неподвижные металлические указатели с надписью "Низший уровень" и "Высший уровень". Водоуказательные приборы снабжаются запорной аппаратурой. Водоуказательные приборы можно не устанавливать на прямоточных котлах, конструкциях которых не требует контроля за положением уровня воды.

7.11.23. Конструкция водоуказательного прибора прямого действия должна быть такой, чтобы можно было заменить стекло и корпус во время эксплуатации котла.

7.11.24. Водоуказательные приборы прямого действия должны быть установлены в вертикальной плоскости или с наклоном вперед под углом не более 30 °C и освещаться так, чтобы уровень воды был виден с рабочего места машиниста (кочегара).

7.11.25. Водоуказательные приборы должны быть снабжены запорной арматурой (вентиляциями или задвижками) для отключения их от котла и продувочной арматурой. Вода при продувке водоуказательных приборов должна спускаться через воронки с защитным приспособлением и отводной трубой для свободного слива.

7.11.26. Котлы паропроизводительностью 0,7 т/ч и выше с камерным сжиганием топлива должны быть оборудованы устройствами, автоматически прекращающими подачу топлива к горелкам при снижении уровня воды ниже допускаемого предела.

7.11.27. Котлы снабжаются манометрами. На паровых котлах паропроизводительностью более 10 т/ч и водогрейных теплопроизводительностью ~ 2,01 МДж обязательна установка регистрирующего манометра.

7.11.28. Манометры на рабочее давление до 0,23 МПа, устанавливаемые на котлах, пароперегревателях, экономайзерах и питательных линиях, должны иметь класс точности не ниже 2,5.

7.11.29. Шкала манометра должна быть такой, чтобы при рабочем давлении стрелка находилась в средней трети шкалы.

7.11.30. На шкале манометра должна быть нанесена красная черта по делению, соответствующему высшему допускаемому рабочему давлению котла, а для снижения манометров - с учетом добавочного давления от веса столба жидкости.

7.11.31. Манометр должен быть установлен таким образом, чтобы его показания были видны обслуживающему персоналу, при этом шкала должна находиться в вертикальной плоскости или с наклоном вперед до 30°. Номинальный диаметр манометров, устанавливаемых на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за манометром, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2 до 5 м - не менее 150 мм, на высоте более 5 м - не менее 250 мм.

7.11.32. К эксплуатации допускаются только исправные манометры, прошедшие поверку, имеющие пломбы или клейма.

7.11.33. Арматура на котле или трубопроводах должна иметь четкую маркировку, в которой указываются: завод-изготовитель, диаметр условного прохода, условное давление или рабочее давление и температура среды; направление потока среды.

7.11.34. На маховиках арматуры должны быть обозначены знаки, указывающие направление вращения при открывании и закрывании.

7.11.35. Все трубопроводы должны окрашиваться по всей длине и иметь цветные кольца. Цвета и размеры колец должны соответствовать Правилам устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды (Прил. 1, п. 94).

7.11.36. Все котлы паропроизводительностью 0,7 т/ч и более должны быть оборудованы установками, в которых вода перед поступлением в котлы проходит докотловую обработку.

7.11.37. Для котлов паропроизводительностью 0,7 т/ч и более с учетом их конструкций разрабатывается инструкция (режимные карты), которая утверждается администрацией нефтебазы, с указанием порядка производства анализов, норм качества питательной и котловой воды, режима непрерывной и периодической продувок, порядка обслуживания оборудования по водоподготовке, сроков остановки котла на очистку и промывку и порядка осмотра остановленных котлов.

Для контроля качества питательной воды должно быть организовано рабочее место лаборанта.

7.11.38. Для питания котла допускается применение центробежных и поршневых насосов с электрическим или паровым приводом; паровых инжекторов; насосов с ручным приводом.

7.11.39. Для питания паровых котлов водой устанавливают не менее двух питательных насосов, приводимых в действие независимо друг от друга, один из которых (или оба) должны иметь паровой привод. В котельных, работающих на жидком топливе, необходимо своевременно закачивать и контролировать уровень и температуру топлива в расходных баках.

7.11.40. Продувка котла проводится в сроки, установленные графиком, в присутствии ответственного лица по котельной.

7.11.41. Запрещается:

оставлять паровой котел без присмотра до прекращения горения в топке и снижения давления до атмосферного;

проводить какие-либо работы по ремонту элементов котла, находящегося под давлением;

поручать машинисту (кочегару), находящемуся на дежурстве, во время работы котла какие-либо другие задания, не предусмотренные производственной инструкцией.

7.11.42. В котельной должен быть предусмотрен аварийный запас топлива для работы паровых котлов согласно требованиям СНиП II-35-76.

7.11.43. При эксплуатации котлов необходимо руководствоваться прогрессивными нормами расхода топлива, тепловой и электрической энергии для осуществления режима экономии, рационального распределения и наиболее эффективного их использования. Нормы расхода топлива для нужд котельной должны рассчитываться по "Методике по определению норм расхода топлива, тепловой и электрической энергии на нефтебазах системы Госкомнефтепродукта СССР" (Прил. 1, п. 112).

Обслуживающий персонал котельной должен отражать в сменном журнале фактический расход топлива, сжигаемого в топках котлов.

7.11.44. На основании требований "Типовой инструкции для персонала котельной" (см. Прил. 1, п. 92) администрация нефтебазы разрабатывает инструкцию по обслуживанию оборудования, подготовке и растопке котла с учетом его конструкции и топки, вида топлива, схемы трубопроводов, расположения арматуры, способа топливоподачи.

7.11.45. Ответственным за безопасную эксплуатацию котлов, пароперегревателей, экономайзеров является начальник (заведующий) котельной. При отсутствии в штате котельной начальника ответственность за безопасность работы котлов и другого оборудования должна быть возложена на одного из инженерно-технических работников.

7.11.46. Инженерно-технические работники, имеющие непосредственное отношение к эксплуатации котлов, пароперегревателей и экономайзеров, должны проходить проверку знаний Правил (Прил. 1, п. 93) в присутствии представителя инспектирующего органа перед назначением на должность и периодически, не реже одного раза в три года.

7.11.47. В котельной следует вести сменный журнал установленной руководством формы для записей результатов проверки котлов и котельного оборудования, водоуказательных приборов, сигнализаторов предельных уровней воды, манометров, предохранительных клапанов, питательных приборов, средств автоматики, времени начала растопки, пуска и остановки котла, выявленных неисправностей установки (Прил. 15).

Прием и сдача смены оформляется в журнале за подписями ответственных по смене лиц. Записи в журнале должен ежедневно проверять ответственный по смене лиц. Записи в журнале должен ежедневно проверять ответственный за безопасную эксплуатацию котлов с распиской в журнале.

В котельной, кроме того, должен быть журнал по водоподготовке для записей результатов анализов воды, выполнению режима продувки и операций по обслуживанию оборудования. Страницы журналов должны быть пронумерованы, прошнурованы и скреплены печатью.

7.11.48. В котельной вывешивают инструкцию по обслуживанию агрегатов котельной и трубопроводов, утвержденную главным инженером или директором нефтебазы и разработанную в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов".

7.11.49. В котельной должны быть часы, телефон или звуковая сигнализация для вызова в экстренных случаях представителей администрации нефтебазы и связи котельной с местами потребления пара.

7.11.50. Лица, не имеющие отношения к эксплуатации котлов и оборудования, в котельную не допускаются. В необходимых случаях посторонние лица могут допускаться в котельную только с разрешения руководства и в сопровождении ее представителя.

7.11.51. К обслуживанию котла допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные по соответствующей программе и имеющие удостоверение квалификационной комиссии на право обслуживания котла.

Повторная проверка знаний обслуживающего персонала котельной должна проводиться периодически, не реже одного раза в год.

7.11.52. Руководство нефтебазы должно обеспечивать своевременный ремонт котлов, пароперегревателей и экономайзеров по утвержденному графику ТОР. Ремонт должен выполняться в соответствии с требованиями Правил (Прил. 1, п. 93).

7.12. РЕМОНТНО-МЕХАНИЧЕСКИЕ МАСТЕРСКИЕ И ГАРАЖИ

7.12.1. Ремонтно-механические мастерские выполняют ремонт оборудования (двигателей, насосов, компрессоров и т.п.); изготовление и восстановление запасных деталей для эксплуатирующегося оборудования; станочные, слесарные, сварочные, кузнечные, электроремонтные и сборочные работы.

В зависимости от объема работ и удаленности обслуживаемых объектов мастерские могут быть стационарными и передвижными.

7.12.2. Стационарные мастерские располагаются в специально оборудованных помещениях, имеющих приспособления и устройства (коридоры, тамбуры, завесы и т.п.), исключающие сквозняки, а также возможность распространения пожара, автоматические закрывающиеся двери, задвижки, заслонки, средства пожаротушения по установленной норме, естественное и искусственное освещение согласно СНиП II-4-79.

Ширина цеховых проходов и проездов, расстояние между металлорежущими станками и элементами зданий должны устанавливаться в зависимости от применяемого оборудования, транспортных средств, обрабатываемых заготовок и материалов и должны соответствовать Нормам технологического проектирования.

7.12.3. Проходы и проезды в цехах на участках должны обозначаться разграничительными линиями белого цвета шириной не менее 100 мм, быть свободными и не загромождаться материалами, заготовками, полуфабрикатами, деталями, отходами производства и тарой.

Освобождающаяся тара и упаковочные материалы должны своевременно удаляться с рабочих мест в специально отведенные для этой цели места.

7.12.4. Производственные помещения, в которых осуществляются процессы обработки резанием, должны отвечать требованиям ГОСТ 12.3.025-80 (Прил. 1, п. 30).

7.12.5. Полы производственных помещений должны быть ровными, стойкими к воздействию агрессивных веществ, используемых в процессах технического обслуживания и ремонта, а также иметь уклоны для стока воды.

7.12.6. Для рабочих, участвующих в технологическом процессе обработки резанием, должны быть обеспечены удобные рабочие места, не стесняющие их действий во время выполнения работ.

На рабочих местах должна быть предусмотрена площадка, на которой устанавливают стеллажи, тару, столы и другие устройства для оснастки, материалов, заготовок, полуфабрикатов, готовых деталей и отходов производства.

Рабочие места должны отвечать эргономическим требованиям ГОСТ 12.2.032-78 и ГОСТ 12.2.033-78 (см. Прил. 1, п. п. 25, 26).

7.12.7. Для локализации вредных веществ: пыли, мелкой стружки и аэрозолей, смазывающе-охлаждающих жидкостей (СОЖ), образующихся при обработке резанием, помещения должны быть оборудованы местными отсасывающими устройствами со специальными насадками или укрытиями, обеспечивающими полное удаление вредных веществ из зоны резания.

Помещения, в которых хранятся растворы бактерицидов для СОЖ, должны быть оборудованы местной вытяжной вентиляцией.

7.12.8. Чистка стекол, оконных проемов и световых фонарей должна производиться не реже двух раз в год, в инструментальных цехах чистка ламп и осветительной арматуры - не реже двух раз в год, а в остальных производственных помещениях - не реже четырех раз в год.

7.12.9. На территории стационарной механической мастерской должны быть отведены специальные места для выполнения работ: сборки мелких металлоконструкций, связанных с применением огневых работ (сварки, резки металла и др.); гибки труб, сборки отдельных монтажных узлов, оборудования, сооружений, трубопроводов и других приспособлений; ремонта насосов, двигателей, арматуры и другого оборудования; изготовления поковок, приспособлений для такелажных работ, связанных с применением кузнечных работ; хранения материалов, заготовок, полуфабрикатов, СОЖ, готовых деталей, отходов производства и инструмента.

7.12.10. Огневые работы могут выполняться на специально отведенных площадках, расположенных с соблюдением установленных разрывов от пожаро- и взрывоопасных производственных участков (у площадки вывешивается аншлаг "Сварочная площадка", где должны быть указаны ответственные за проведение работ); в специальных кабинах из несгораемых материалов площадью не менее 4 кв. м на каждое рабочее место; в помещениях, специально оборудованных для сварочных работ.

7.12.11. Для передвижения транспортных и грузоподъемных механизмов на территории стационарной механической мастерской должны предусматриваться соответствующие подъездные пути, проходы, а для выполнения погрузочно-разгрузочных работ - площадки.

7.12.12. При установке заготовок и съеме деталей должны применяться средства механизации, отвечающие требованиям ГОСТ 12.3.009-76 при погрузке и разгрузке грузов и ГОСТ 12.3.020-80 при перемещении грузов (см. Прил. 1, п. п. 126, 127).

7.12.13. Обтирочный материал (концы, ветошь, и др.) хранят в плотно закрывающейся металлической таре, в специально отведенных местах. По мере накопления использованных обтирочных материалов, но не реже одного раза в смену, тару необходимо опорожнять.

7.12.14. Средства индивидуальной защиты, применяемые при обработке резанием, должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.4.001-75 (см. Прил. 1, п. 128).

7.12.15. Спецодежду работающих в цехах и на участках обработки резанием следует периодически сдавать в стирку (химчистку) и хранить отдельно от верхней одежды. Химчистка и стирка одежды должны быть централизованными по мере загрязнения, но не реже двух раз в месяц.

7.12.16. Для защиты кожного покрова от воздействия СОЖ и пыли токсичных металлов должны применяться дерматологические защитные средства (профилактические пасты, мази, биологические перчатки) по ГОСТ 12.4.068-79 (см. Прил. 1, п. 129).

Допускается применять другие профилактические пасты и мази по рекомендации органов Государственного санитарного надзора.

7.12.17. Бытовые помещения должны соответствовать СНиП II-92-76.

7.12.18. На объектах, удаленных от стационарной механической мастерской (АЗС, филиалы, временные заправочные пункты и др.), а также в случаях выполнения аварийных работ по ремонту оборудования, сооружений, трубопроводов целесообразно применять передвижные ремонтно-механические мастерские (РММ).

7.12.19. Передвижные механические мастерские могут быть оснащены: соответствующим оборудованием, приспособлениями, инструментами, позволяющими выполнять станочные, сварочные и слесарно-монтажные работы; передвижными электросварочными агрегатами, электростанциями для электропитания станочного оборудования, электроинструментов и освещения; грузоподъемными приспособлениями (тали, домкраты, лебедки и т.д.).

7.12.20. Для стоянки, ремонта и профилактики транспортных и механических средств (грузовых и легковых автомобилей, автобусов, автомобилей специального назначения, тягачей, тракторов, кранов, бульдозеров, автопогрузчиков и т.п.) должны быть предусмотрены специально отведенные места и стационарные гаражи.

7.12.21. Вдоль всех стен помещений для хранения автомобилей должны быть сооружены колесоотбойные тротуары.

7.12.22. Эстакады и смотровые канавы должны иметь по всей длине направляющие предохранительные реборды (брус 200 x 200 мм).

7.12.23. Производственные участки, на которых могут выделяться вредные вещества, пары, пыль, должны быть изолированы от других помещений.

7.12.24. Помещения и открытые площадки для ремонта и хранения автомобилей должны иметь разметки расстановки автомобилей, выполненные стойкими красителями контрастных цветов.

7.12.25. Канавы, траншеи и тоннели должны быть оборудованы приточной вентиляцией и не должны загромождаться посторонними предметами.

7.12.26. Помещения для технического обслуживания (ТО), технического ремонта (ТР) и хранения автомобилей должны быть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией.

7.12.27. Помещения и посты, на которых проводятся технологические операции с работающим двигателем автомобиля, должны быть оборудованы устройствами для удаления отработанных газов из зоны ведения работ.

7.12.28. Помещение или место для мойки автомобилей и деталей должны быть изолированы от других производственных помещений.

7.12.29. Помещения, где производят регенерацию масла, зарядку аккумуляторных батарей, малярные и другие работы, связанные с выделением взрывоопасных веществ, должны быть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией во взрывозащищенном исполнении, не объединенной с вентиляционными системами других помещений.

7.12.30. Помещения для хранения автомобилей не должны непосредственно сообщаться с другими производственными складскими помещениями.

7.12.31. При ремонте транспортных и механических средств необходимо:

применять устойчивые подставки или лестницы-стремянки, соответствующие требованиям ГОСТ 12.2.012-75, снимать детали и агрегаты, заполненные жидкостями, только после удаления (слива) этих жидкостей (см. Прил. 1, п. 136);

снимать и устанавливать рессоры после разгрузки автомобиля путем установки под шасси (кузов) специальных подставок (козелков);

заземлять цистерну автомобиля для легковоспламеняющихся и взрывоопасных грузов до начала ТО и ТР;

ремонтировать раму на подставках или на автомобиле с установленными колесами; при ремонте на подставках необходимо обеспечивать устойчивое положение рамы.

7.12.32. При ремонте транспортных и механических средств вне осмотровой ямы, эстакады или подъемника рабочие, производящие ремонт, должны быть обеспечены лежаками. Работать без лежаков (подстилок) на полу (земле) запрещается.

7.12.33. Демонтаж, установка или транспортировка тяжелых агрегатов или деталей должны осуществляться при помощи подъемно-транспортных приспособлений.

7.12.34. Монтаж и демонтаж шин следует выполнять в специально отведенном для этого месте. При накачке шин необходимо ставить защитное ограждение.

7.12.35. Не допускается испытание тормозов в закрытых помещениях.

7.12.36. Техническое обслуживание и ремонт автомобилей, работающих на этилированном бензине, должны выполняться в помещениях и площадках, специально оборудованных для этой цели.

7.12.37. Перед ремонтом двигателя, работающего на этилированном бензине, детали его должны быть предварительно промыты керосином и вытерты насухо ветошью.

7.12.38. Окраску, лакировку, мойку и обезжиривание деталей с применением покрытий на нитрооснове, бензине и других легковоспламеняющихся жидкостях выполняют в отдельных помещениях или на обособленных производственных участках, обеспеченных средствами пожаротушения по установленной норме.

7.12.39. Полы в помещениях для проведения окрасочных и моечных работ должны быть выполнены из негорючих материалов, не образующих искр при ударе.

7.12.40. Окрасочные работы, промывка и обезжиривание деталей должны выполняться только при действующей приточной и вытяжной вентиляции с местными отсосами от красочных шкафов, ванн, камер и кабин, обеспечивающей установленную кратность воздухообмена.

7.12.41. Работа с аккумуляторами должна выполняться в двух помещениях: в одном - ремонт аккумуляторных батарей, в другом - их зарядка.

Если площадь помещения для зарядки аккумуляторных батарей менее 10 кв. м, зарядку аккумуляторных батарей можно выполнять в помещении для их ремонта при условии установки батарей в вытяжных шкафах.

7.12.42. Аккумуляторное помещение должно быть закрыто на замок. Электромонтерам-аккумуляторщикам и работникам, имеющим право осмотра этих помещений, ключи выдаются на время работы и осмотра.

7.12.43. Для освещения аккумуляторных помещений должны применяться лампы накаливания во взрывозащищенной арматуре. Выключатели, штепсельные розетки и предохранители должны быть установлены вне аккумуляторного помещения. Осветительная электропроводка должна выполняться проводом в кислотоупорной (щелочеупорной) оболочке.

7.12.44. Запрещается курить в аккумуляторном помещении, входить в него с огнем, пользоваться электронагревательными приборами и аппаратами, которые могут дать искру. На дверях аккумуляторного помещения должны быть надписи: "Аккумуляторная", "С огнем не входить", "Курить запрещается".

7.12.45. В каждом аккумуляторном помещении должен быть комплект необходимой спецодежды и приспособлений: костюм из грубой шерсти, резиновый фартук, резиновые перчатки и сапоги, защитные очки; стеклянная и фарфоровая кружка с носиком (или кувшин) объемом 1,5 - 2 л для составления электролита и доливки его в сосуды, нейтрализующий раствор соды (5-процентный) для кислотных батарей и борная кислота или уксусная эссенция (одна часть эссенции на восемь частей воды) для щелочных батарей.

7.12.46. Аккумуляторные батареи и их зарядные устройства должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями ПУЭ-76 (Прил. 1, п. п. 83 - 90).

7.13. НАВЕСЫ, СКЛАДЫ И ПЛОЩАДКИ СПЕЦИАЛЬНОГО НАЗНАЧЕНИЯ

7.13.1. Навесы и площадки специального назначения предназначены для размещения технологического, энергетического и санитарно-технологического оборудования, когда это допустимо по условиям эксплуатации, выполнения работ по погрузке и выгрузке грузов, поступающих железнодорожным и автомобильным транспортом, хранения одного или нескольких видов грузов при условии соблюдения технологических и противопожарных норм.

7.13.2. Допускается на нефтебазах установка на площадках (открытых или под навесом) с соблюдением требований пожарного и санитарного надзора следующего основного технологического оборудования: сливно-наливных устройств для автоцистерн; насосов для перекачки нефти и нефтепродуктов, конструкция и двигатели которых допускают эксплуатацию их на открытом воздухе; сливно-наливных устройств для отпуска нефтепродуктов потребителям в таре при соблюдении требований пожарного и санитарного надзора; устройств для заправки передвижного транспорта топливом и маслом.

7.13.3. Погрузку и выгрузку грузов, поступающих железнодорожным и автомобильным транспортом, можно выполнять на закрытых, с навесом или открытых грузовых платформах (рампах), исходя из требований технологии хранения грузов и защиты их от атмосферных воздействий, приведенных в СНиП II-104-76 (см. Прил. 1, п. 73).

7.13.4. Длину грузовых платформ необходимо определять расчетом в зависимости от вместимости склада и грузооборота.

Высота грузовых платформ для автомобильного транспорта и железнодорожных платформ со стороны подъезда автомобилей должна быть равна 1,2 м от уровня поверхности проезжей части дороги или погрузочно-разгрузочной площадки. Ширина грузовых платформ должна соответствовать требованиям технологии и быть кратной 1,5 м. Пол грузовых платформ должен иметь поперечный уклон 1% (от здания).

7.13.5. Грузовые платформы (рампы) для железнодорожного и автомобильного транспорта должны выполняться из несгораемых материалов; для складов III категории допускаются платформы из несгораемых материалов.

Навес над железнодорожными платформами должен на 0,5 м перекрывать ось железнодорожного пути, а над автомобильными платформами быть шириной на 1,5 м более ширины платформы.

7.13.6. Площадки (открытые и под навесами) для хранения нефтепродуктов в таре должны быть ограждены земляным валом или несгораемой стеной высотой 0,5 м. Для проезда или прохода на площадку следует предусматривать пандусы и стремянки.

7.13.7. Стеллажи и штабели для хранения нефтепродуктов (в таре, бочках, канистрах, специальных контейнерах и др.) на площадках (открытых и под навесами) должны размещаться в соответствии с требованиями раздела 4 "Складские здания и сооружения для нефтепродуктов в таре" СНиП II-106-79 и настоящих Правил.

7.13.8. Ворота и двери складских зданий должны быть типовыми: распашными (раскрывающимися на одну или две стороны), раздвижными или шторными.

7.13.9. Размеры ворот и дверей в свету для пропуска безрельсового транспорта должны превышать габаритные размеры груженых транспортных средств по высоте на 0,2 м и по ширине на 0,6 м.

7.13.10. Метеорологические условия - температура, относительная влажность и скорость движения воздуха - в складских помещениях должны соответствовать требованиям технологии хранения грузов.

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

7.13.12. Электротехнические установки и осветительная сеть в складских помещениях должны отвечать требованиям ПУЭ-76 (Прил. 1, п. п. 83 - 90).

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

7.13.14. Допускается рабочие места кладовщиков, операторов ограждать остекленными перегородками высотой 1,8 м и предусматривать дополнительно местное электрическое освещение.

7.14. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ, ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ,

АППАРАТЫ, ПРИБОРЫ

7.14.1. В качестве основного вида энергии на нефтебазах должна использоваться электрическая энергия, получаемая от государственных энергосистем.

В отдельных случаях электроэнергия может быть получена от собственных источников электроснабжения. Могут быть использованы двигатели внутреннего сгорания и газотурбинные.

7.14.2. Схемы электроснабжения нефтебаз состоят из элементов внешнего и внутреннего нефтебазового электроснабжения.

К элементам внешнего электроснабжения относятся линии электропередачи напряжением 35; 110; 220 кВ, силовые трансформаторы напряжением 35; 110; 220/6,10 кВ, открытые распределительные устройства (ОРУ) 35 - 220 кВ.

Электроустановки внешнего электроснабжения, как правило, находятся на балансе государственных энергосистем.

К элементам внутреннего нефтебазового электроснабжения относятся питающие линии напряжением 6, 10 кВ (кабельные или воздушные); закрытые распределительные устройства (ЗРУ) напряжением 6, 10 кВ; комплексные трансформаторные подстанции (КТП) напряжением 6/0,4; 10/0,4 кВ; щиты станции управления (ЩСУ); распределительная и коммутационная аппаратура; распределительные сети силовых и осветительных установок.

7.14.3. Границы обслуживания между элементами внешнего и внутреннего нефтебазового электроснабжения согласовываются с энергосистемой.

7.14.4. Схемы электроснабжения выбираются при проектировании новых, реконструкции или расширении действующих объектов нефтебаз и их филиалов в соответствии с категорией по обеспечению надежности электроснабжения и должны обеспечивать надежную и экономичную работу сооружений и оборудования.

Категории электроприемников нефтебаз в отношении обеспечения надежности электроснабжения принимаются в соответствии со СНиП II-106-79.

7.14.5. Схема соединений подстанций внешнего электроснабжения должна быть увязана со схемой внутреннего нефтебазового электроснабжения с учетом предусмотрительных перспективных планов развития объектов нефтебазы.

7.14.6. Для обеспечения надежности электроснабжения должны применяться средства автоматики: автоматическое включение резерва (АВР), автоматическое повторное включение.

7.14.7. Все электроустановки должны быть выполнены в объеме проекта в соответствии с требованиями ПУЭ-76 (Прил. 1, п. п. 83 - 90), СНиП II-106-79 и других действующих нормативных документов (см. Прил. 1, п. 75),

7.14.8. Трассы кабельных линий должны прокладываться в местах, исключающих влияние высоких температур, попадания на них нефтепродуктов, воды, а также возможность механических повреждений.

7.14.9. Вводы и выводы кабельных линий из взрывоопасных помещений должны быть герметически заделаны в соответствии с ПУЭ (Прил. 1, п. 90).

7.14.10. Кабельные каналы должны иметь естественную вентиляцию.

7.14.11. Основными задачами электротехнического персонала нефтебаз являются: обеспечение бесперебойного электроснабжения объектов нефтебаз и их филиалов; совершенствование эксплуатации электроустановок; своевременное и качественное проведение технического обслуживания и ремонта; соблюдение прогрессивных норм расхода электроэнергии.

7.14.12. Расход электроэнергии на объектах нефтебаз должен производиться с учетом контроля технологических процессов; правильного и рационального ведения эксплуатации электрохозяйства; контроля установленного режима работы электрооборудования.

7.14.13. Учет электроэнергии на объектах нефтебаз должен определять количество получаемой и вырабатываемой энергии, а также использование установленной мощности.

Для расчетов с энергосистемой ведется учет активной и реактивной мощностей на вводах потребителей напряжением 6, 10 кВ (Прил. 16).

7.14.14. На объектах нефтебаз электрооборудование и электрические сети, а также электрические средства автоматизации и связи, предназначенные для внутренней и наружной установки во взрывоопасных и пожароопасных зонах, должны отвечать требованиям ПУЭ (см. Прил. 1, п. 90).

7.14.15. Классификация взрывоопасных и пожароопасных зон по ПУЭ приведена в Приложении 17.

Классификация взрывоопасных смесей по ГОСТ 12.1.011-78 приведена в Приложении 18.

7.14.16. Классификация и маркировка взрывозащищенного электрооборудования, аппаратов и приборов по ГОСТ 12.2.020-76 приведена в Приложении 19.

7.14.17. Отнесение зданий и сооружений нефтебаз по классу взрывоопасности, категориям и группам взрывоопасных смесей производится в соответствии с "Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР" (см. Прил. 1, п. 96).

7.14.18. Выполнение электромонтажных и ремонтных работ во взрывоопасных и пожароопасных зонах необходимо согласовывать с местной пожарной охраной.

7.14.19. В своей деятельности персонал, обслуживающий электроустановки, руководствуется "Правилами устройства электроустановок" (ПУЭ); "Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей" и "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей" (ПТЭ и ПТБ) (см. Прил. 1, п. 91); "Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР"; заводскими инструкциями по монтажу и эксплуатации электрооборудования и электроустановок; местными инструкциями по эксплуатации и правилами безопасности электроустановок; настоящими Правилами и другими действующими нормативными и руководящими документами.

7.14.20. Безопасность работ в действующих электроустановках должна обеспечиваться согласно ГОСТ 12.1.019-79 назначением лиц, ответственных за организацию и производство работ; оформлением наряда или распоряжения на производство работ; осуществлением допуска к проведению работ; организацией надзора за проведением работ; оформлением окончания работ, перерывов в работе, переводов на другие рабочие места.

7.14.21. При проведении работ со снятием напряжения в действующих электроустановках или вблизи них должны быть выполнены следующие технические мероприятия:

отключены установки (части установки) от источника питания электроэнергией;

механически заперты привода отключенных коммутационных аппаратов, сняты предохранители, отсоединены концы питающих линий и другие мероприятия, обеспечивающие невозможность ошибочной подачи напряжения к месту работы;

установлены знаки безопасности и ограждения остающихся под напряжением токоведущих частей, к которым в процессе работы можно прикоснуться или приблизиться на недоступное расстояние;

проверено, нет ли напряжения на отключенной линии;

наложены заземления (включены заземляющие ножи или наложены переносные заземления);

ограждены рабочие места и установлены предписывающие знаки безопасности.

7.14.22. Работы на токоведущих частях электроустановок, находящихся под напряжением, должны выполняться по наряду не менее чем двумя лицами с применением электрозащитных средств, под непрерывным надзором, с обеспечением безопасного расположения работающих и используемых механизмов и приспособлений.

7.14.23. Лица административного и производственного персонала нефтебаз, ответственные за состояние электроустановок, обязаны:

обеспечить организацию и своевременное проведение профилактических осмотров и планово-предупредительных ремонтов электрооборудования, аппаратуры и электросетей, а также своевременное устранение нарушений ПТЭ и ПТБ электроустановок потребителей, которые могут привести к пожарам и загораниям;

следить за правильностью выбора и применения кабелей, электропроводок, двигателей, светильников и другого электрооборудования в зависимости от класса взрыво- и пожароопасности помещений и условий окружающей среды;

систематически контролировать состояние аппаратов защиты от коротких замыканий, перегрузок, внутренних и атмосферных перенапряжений, а также других ненормальных режимов работы.

7.14.24. Монтаж и ремонт электротехнических изделий необходимо проводить согласно ГОСТ 12.2.007.13-75 и ГОСТ 12.2.007.14-75 (Прил. 1, п. п. 18, 19).

7.14.25. Строительно-монтажные работы на действующих электроустановках должны выполняться, согласно ГОСТ 12.1.013-78 (Прил. 1, п. 14).

7.14.26. Проверка изоляции силовых и контрольных кабелей, электропроводов, надежности контактных соединений, состояния защитно-заземляющих устройств, режима работы электродвигателей, защитно-коммутационных аппаратов должна проводиться электриками нефтебаз визуальным осмотром и с помощью измерительных приборов.

Перечисленные проверки должны быть выполнены в сроки, регламентируемые "Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей" и "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей" (ПТЭ и ПТБ).

7.14.27. Обслуживающий персонал нефтебаз должен быть обеспечен комплектом защитных средств в соответствии с "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей".

Защитные средства, подлежащие испытанию повышенным напряжением, должны иметь клеймо последнего испытания с указанием рабочего напряжения.

7.14.28. Результаты осмотров электроустановок, обнаруженные неисправности и принятые меры фиксируются в оперативном журнале (Прил. 20). Страницы журнала должны быть пронумерованы, прошнурованы и скреплены печатью.

7.15. МОЛНИЕЗАЩИТА ОБЪЕКТОВ НЕФТЕБАЗ

7.15.1. Здания и сооружения или их части в зависимости от назначения, интенсивности грозовой деятельности в районе их местонахождения, а также от ожидаемого количества поражений молнией в год должны быть защищены в соответствии с категориями устройства молниезащиты и типом зоны защиты (см. Прил. 21).

Требования к молниезащитным устройствам и определение зоны защиты молниеотводов устанавливаются СН 305-77 (см. Прил. 1, п. 79).

7.15.2. Средняя грозовая деятельность в часах за один год определяется на основании данных, соответствующих местной метеорологической станции.

7.15.3. Ожидаемое количество поражений молнией в год зданий и сооружений N, не оборудованных молниезащитой, определяется по формуле:

-6

N = (S + 6h)(L + 6h)n x 10 ,

где:

S, L - соответственно ширина и длина защищаемого здания (сооружения), имеющего в плане прямоугольную форму;

h - наибольшая высота здания (сооружения), м;

n - среднегодовое число ударов молний в 1 кв. км земной поверхности в месте расположения здания.

Значения n при разной интенсивности грозовой деятельности приведены в табл. 7.15.1.

Таблица 7.15.1

СРЕДНЕГОДОВОЕ ЧИСЛО УДАРОВ МОЛНИИ

┌────────────────────────────────┬────────────────────────────────────────┐

│ Интенсивность грозовой │ Среднегодовое число ударов молнии │

│ деятельности, ч/год │ в 1 кв. км земной поверхности, n │

├────────────────────────────────┼────────────────────────────────────────┤

│10 - 20 │1 │

│20 - 40 │3 │

│40 - 60 │6 │

│60 - 80 │9 │

│80 и более │12 │

└────────────────────────────────┴────────────────────────────────────────┘

Для зданий и сооружений сложной конфигурации при расчете N в качестве S и L рассматриваются ширина и длина наименьшего прямоугольника, в который может быть вписано здание в плане.

7.15.4. Здания и сооружения, отнесенные по устройству молниезащиты к I и II категориям, должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной индукции и заноса высоких потенциалов через наземные и подземные металлические коммуникации.

Здания и сооружения, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии и заноса высоких потенциалов через наземные металлические коммуникации.

По ширине зданий и сооружений более 100 м должны выполняться мероприятия по выравниванию потенциалов внутри здания.

7.15.5. Наружные установки, отнесенные по устройству молниезащиты ко II категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии и электростатической индукции.

7.15.6. Наружные установки, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии.

7.15.7. Защита от прямых ударов молнии зданий и сооружений, относимых по устройству молниезащиты к I категории, должна выполняться отдельно стоящими стержневыми или тросовыми молниеотводами, устанавливаемыми на защищаемом сооружении.

Эти молниеотводы должны обеспечивать зону защиты типа А в соответствии с требованиями СН 305-77.

7.15.8. Защита от прямых ударов молнии зданий и сооружений, относимых по устройству молниезащиты ко II категории, должна быть выполнена одним из следующих способов:

отдельно стоящими или установленными на зданиях неизолированными стержневыми и тросовыми молниеотводами, обеспечивающими зону защиты в соответствии с требованиями СН 305-77; при установке на защищаемом здании или сооружении от каждого стержневого молниеотвода или от каждой стойки тросового молниеотвода должно быть проложено не менее двух токоотводов;

при использовании сосредоточенных заземлителей токоотводы должны быть проложены по противоположным сторонам здания;

при использовании протяженных заземлителей и заземляющих контуров токоотводы должны быть проложены не реже чем через 25 м по периметру здания;

путем наложения молниеприемной сетки на плоскую неметаллическую кровлю или использования в качестве молниеприемника металлической кровли здания или сооружения; молниеприемная сетка должна быть выполнена из стальной проволоки диаметром 6 - 8 мм и уложена на кровлю непосредственно или под слой негорючего утеплителя или гидроизоляции; сетка должна иметь ячейки площадью не более 36 кв. м, узлы сетки должны быть соединены сваркой;

металлические элементы здания или сооружения, расположенные на крыше (трубы, вентиляционные устройства и пр.) должны быть соединены со стальной кровлей или молниеприемной сеткой, а неметаллические части здания, возвышающиеся над кровлей, оборудованы дополнительными молниеприемниками, присоединенными к металлу крыши или к сетке; токоотводы, соединяющие молниеприемную сетку или металл кровли с заземлителями, должны быть проложены не реже чем через каждые 25 м по периметру здания.

7.15.9. Наружные металлические установки, содержащие взрывоопасные газы, пары, ЛВЖ (установки зоны класса В-Iг), должны быть защищены от прямых ударов молнии следующим образом:

корпуса установок или отдельных емкостей при толщине металла крыши менее 4 мм - молниеотводами, установленными отдельно или на самом сооружении;

корпуса установок или отдельных резервуаров при толщине металла крыши 4 мм и более, а также отдельные резервуары объемом менее 200 куб. м независимо от толщины металла крыши - присоединением к заземлителям.

7.15.10. Наружные установки зоны класса В-Iг с корпусами из железобетона должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими или установленными на них молниеотводами.

7.15.11. Для наземных парков резервуаров зоны класса В-Iг с корпусами из металла и железобетона при объеме парка более 100 тыс. куб. м защиту от прямых ударов молнии следует, как правило, выполнять отдельно стоящими молниеотводами, допускается в экономически обоснованных случаях защита молниеотводами, установленными на самих резервуарах.

При защите металлических резервуаров отдельно стоящими молниеотводами корпуса резервуаров должны быть присоединены к заземлителям и к этим же заземлителям допускается присоединение токоотводов отдельно стоящих молниеотводов.

7.15.12. Парки подземных железобетонных резервуаров зоны класса В-Iг, не облицованных изнутри металлическим листом, должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими молниеотводами. В зону защиты этих молниеотводов должно входить пространство, основание которого выходит за пределы резервуарного парка на 40 м от стенок крайних резервуаров в каждую сторону, а высота равна высоте газоотводных или дыхательных клапанов плюс 2,5 м.

Парки подземных железобетонных резервуаров содержат мазут, при подмешивании к нему легких углеводородов и при подогреве также должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими молниеотводами, в зону защиты которых должно входить пространство с основанием, совпадающим с территорией резервуарного парка, и высотой, равной высоте газоотводных труб или дыхательных клапанов плюс 2,5 м.

7.15.13. Очистные сооружения должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими или установленными на сооружениях молниеотводами, если температура вспышки продукта превышает его рабочую температуру менее чем на 10 °C.

В зону защиты молниеотводов должно входить пространство, ограниченное параллелепипедом, основание которого выходит за пределы очистного сооружения на 5 м в каждую сторону от его стенок, а высота равна высоте сооружения плюс 3 м.

7.15.14. Защита от прямых ударов молний зданий и сооружений, относимых по устройству молниезащиты к III категории, должна выполняться одним из способов, указанных в п. 7.15.8. При этом молниеприемная сетка, укладываемая на плоской кровле, должна иметь ячейки площадью не более 150 кв. м (например, ячейки 12 x 12 м).

7.15.15. Наружные металлические установки или отдельные резервуары, содержащие горючие жидкости с температурой вспышки паров выше 61 °C (установки зоны класса II - III), должны быть защищены от прямых ударов молнии следующим образом:

корпуса установок или резервуаров при толщине металла крыши менее 4 мм должны быть защищены молниеотводами, установленными отдельно или на самом сооружении;

корпуса установок или отдельных резервуаров при толщине металла крыши 4 мм и более, а также отдельные емкости объемом менее 200 куб. м независимо от толщины металла крыши достаточно присоединить к заземлителям.

Установки с корпусами из железобетона должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими или установленными на них молниеотводами. Пространство над газоотводными и дыхательными трубами и клапанами может не входить в зону защиты молниеотводов.

7.15.16. Неметаллические вертикальные трубы, пожарные вышки высотой более 15 м следует защищать от прямых ударов молнии установленными на них молниеотводами.

Для труб высотой до 50 м достаточна установка одного молниеприемника высотой не менее 1 м и прокладка одного токоотвода. Для труб высотой 50 - 150 м необходима установка не менее двух симметрично расположенных молниеприемников высотой не менее 1 м, объединенных на верхнем торце трубы.

Трубы высотой более 50 м должны быть снабжены не менее чем двумя токоотводами, одним из которых может служить металлическая ходовая лестница, в том числе с болтовыми соединениями звеньев. В качестве токоотводов железобетонных труб следует использовать их арматуру.

Для металлических труб и вышек установка молниеприемников и прокладка токоотводов не требуется.

7.15.17. При наличии на здании или сооружении I категории газоотводных или дыхательных труб для свободного отвода в атмосферу газов взрывоопасной концентрации независимо от наличия на них огневых предохранителей в зону защиты молниеотводов должно входить пространство над обрезом труб, ограниченное цилиндром высотой H = 40d, где d - диаметр трубы, и радиусом R = 0,15H.

Для газоотводных и дыхательных труб, оборудованных колпаками или

"гусаками" в зону защиты молниеотводов должно входить пространство над

обрезом труб, ограниченное цилиндрической поверхностью со следующими

размерами: при избыточном давлении внутри установки менее 0,5 x 10 Па, для

газов тяжелее воздуха H = 1 м, R = 2 м, при избыточном давлении внутри

5 5

установки от 0,5 x 10 до 2,5 x 10 Па для газов тяжелее воздуха и до

2,5 x 10 Па для газов легче воздуха H = 2,5 м, R = 5 м.

7.15.18. Если на наружных установках зоны класса В-Iг или на подземных железобетонных резервуарах, облицованных изнутри металлическим листом, имеются газоотводные или дыхательные трубы, то они и пространство над ними должны быть защищены от прямых ударов молнии согласно требованиям п. 7.15.17 настоящих Правил. Такое же пространство должно быть защищено над срезом горловины цистерны, в которую происходит открытый налив продукта на сливно-наливной эстакаде.

Защите от прямых ударов молнии подлежат имеющиеся на установках и резервуарах зоны класса В-Iг дыхательные клапаны и пространство над ними, ограниченное цилиндром высотой 2,5 м и радиусом 5 м. Эти газоотводные и дыхательные трубы, а также дыхательные клапаны могут служить опорными конструкциями для установки молниеотводов.

7.15.19. Импульсное сопротивление каждого заземлителя защиты от прямых ударов молнии для устройств молниезащиты I и II категорий должно быть не более 10 Ом, а в грунтах с удельным сопротивлением 500 Ом x м и выше допускается не более 40 Ом.

7.15.20. Для наружных установок, указанных в п. п. 7.15.9 - 7.15.13, заземлители защиты от прямых ударов молнии должны иметь импульсное сопротивление не более 50 Ом на каждый токоотвод и к ним должны быть присоединены молниеотводы, металлические корпуса и другие металлические конструкции установок. Присоединения к заземлителям располагают не более чем через 50 м по периметру основания установки. При этом число присоединений должно быть не менее двух.

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

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

7.15.22. Защита от электростатической индукции в зданиях и сооружениях, относимых по устройству молниезащиты к I категории, должна выполняться путем присоединения металлических корпусов всего оборудования и аппаратов, установленных в защищаемом здании и сооружении, а также металлических конструкций к специальному заземлителю или к защитному заземлению электрооборудования.

Общее сопротивление растеканию тока промышленной частоты специального заземлителя должно быть не более 10 Ом.

7.15.23. Защита от электростатической индукции зданий и сооружений, относимых по устройству молниезащиты ко II категории, обеспечивается присоединением всего оборудования и аппаратов, находящихся в зданиях, сооружениях и установках, к защитному заземлению электрооборудования.

Плавающие крыши и понтоны независимо от материала крыш и корпусов установок для защиты от электростатической индукции должны быть соединены гибкими металлическими перемычками с токоотводами или с металлическим корпусом установки не менее чем в двух точках.

7.15.24. Для защиты от электромагнитной индукции зданий и сооружений, относимых по устройству молниезащиты к I категории, между трубопроводами и другими протяженными металлическими предметами в местах их взаимного сближения на расстояние 10 см и меньше через каждые 20 м следует приваривать или припаивать металлические перемычки для того, чтобы не допускать образования незамкнутых контуров.

7.15.25. Защита от электромагнитной индукции зданий и сооружений, относимых по устройству молниезащиты ко II категории, выполняется в виде устройства через каждые 25 - 30 м металлических перемычек между трубопроводами и другими протяженными металлическими предметами, расположенными друг от друга на расстоянии 10 см и менее.

7.15.26. Для защиты от заноса высоких потенциалов по подземным металлическим коммуникациям (трубопроводы, кабели и т.п.) I категории необходимо при вводе в сооружение присоединить эти коммуникации к заземлителям защиты от электростатической индукции или к защитному заземлению электрооборудования.

7.15.27. Для защиты от заноса высоких потенциалов внешние наземные металлические конструкции и коммуникации I категории необходимо на вводе в защищаемое здание и сооружение присоединять к заземлителю защиты от электростатической индукции; на ближайших двух опорах от здания присоединять к заземлителям с импульсным сопротивлением не более 10 Ом.

7.15.28. Для защиты от заноса высоких потенциалов внешние наземные металлические конструкции и коммуникации II категории необходимо на вводе в защищаемое здание или сооружение присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 10 Ом (такое присоединение допускается осуществлять к заземлителю защиты от прямых ударов молнии); на ближайшей к сооружению опоре присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 10 Ом.

7.15.29. Для защиты от заноса высоких потенциалов по подземным коммуникациям II категории их необходимо при вводе в здание или сооружение присоединить к любому из заземлителей.

7.15.30. Для защиты от заноса высоких потенциалов внешних наземных металлических конструкций и коммуникаций III категории необходимо на вводе в защищаемое здание или сооружение присоединить к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 20 Ом; такое присоединение допускается осуществлять к заземлителю защиты от прямых ударов молнии или к защитному заземлению электрооборудования; на ближайшей к сооружению опоре присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 20 Ом.

7.15.31. Опоры стержневых молниеотводов следует рассчитывать на механическую прочность как свободно стоящие конструкции, а тросовые - с учетом натяжения троса и ветровой нагрузки на трос и без учета динамических усилий от токов молнии в обоих случаях.

7.15.32. Опоры отдельно стоящих молниеотводов могут выполняться из стали любой марки, железобетона и дерева.

Металлические трубчатые опоры следует изготовлять из некондиционных стальных труб. Металлические опоры должны быть предохранены от коррозии, а деревянные опоры и пасынки предохраняться от гниения пропиткой антисептиками.

7.15.33. Молниеприемники изготовляются из стали любых марок различного профиля с площадью сечения не менее 100 кв. мм и длиной не менее 200 мм. Молниеприемники следует предохранять от коррозии оцинкованием, лужением или краской.

7.15.34. Соединение молниеприемников с токоотводами должно выполняться сваркой, а при невозможности применения сварки допускается болтовое соединение с переходным электрическим сопротивлением не более 0,05 Ом.

7.15.35. Токоотводы для соединения стержневых и тросовых молниеприемников, стальной кровли и молниеприемной сетки с заземлителями следует выполнять из стали размерами:

┌──────────────────────────────────────────────────┬──────────────┬───────┐

│ │Снаружи здания│В земле│

│ │ на воздухе │ │

├──────────────────────────────────────────────────┼──────────────┼───────┤

│Круглые токоотводы и перемычки диаметром, мм │6 │- │

│Круглые вертикальные электроды диаметром, мм │- │10 │

│Круглые горизонтальные электроды диаметром, мм │- │10 │

│Прямоугольные: │ │ │

│ площадь сечения, кв. мм │48 │160 │

│ толщина, мм │4 │4 │

│Угловая сталь: │ │ │

│ площадь сечения, кв. мм │- │160 │

│ толщина полки, мм │- │4 │

│Стальные трубы толщиной стенок, мм │2 │3,5 │

└──────────────────────────────────────────────────┴──────────────┴───────┘

7.15.36. В качестве токоотвода допускается использовать металлические конструкции: трубы, пожарные лестницы, продольную арматуру железобетонных колонн и опор.

7.15.37. Токоотводы рекомендуется прокладывать по защищаемому зданию и сооружению кратчайшими путями к заземлителям.

Соединения токоотводов должны быть сварными. Болтовые соединения допускаются только в виде исключения для токоотводов зданий и сооружений III категории. Токоотводы для предохранения от коррозии должны быть оцинкованы, полужены или окрашены.

7.15.38. Для проверки сопротивления заземлителей разъемные соединения следует предусматривать только на токоотводах, присоединяемых к отдельным заземлителям и металлически связанных между собой. Такие разъемные соединения выполняются снаружи здания или сооружения на высоте 1 - 1,5 м от земли.

7.15.39. Все соединения заземлителей между собой и с токоотводами производятся сваркой. Длина сварного шва должна быть не менее двойной ширины прямоугольного проводника и не менее шести диаметров свариваемых круглых проводников. Болтовые соединения допускаются при устройстве временных заземлителей.

7.15.40. Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой

h = 150 м представляет собой круговой конус. Вершина конуса находится на

высоте h < h. На уровне земли зона защиты образует круг радиусом r .

0 0

Горизонтальное сечение зоны защиты на высоте защищаемого сооружения h

представляет собой круг радиусом r .

Зоны защиты одиночных стержневых молниеотводов имеют следующие

габариты:

зона А (степень надежности 9,9,5% и выше)

h = 0,85h; r = (1,1 - 0,002h)h;

0 0

r = (1,1 - 0,002h) x (h - h / 0,85);

x x

зона Б (степень надежности 95% и выше)

h = 0,92h; r = 1,5h; r = 1,5(h - h / 092).

0 0 x x

Для зоны Б высота одиночного стержневого молниеотвода при известных

величинах может быть определена по формуле h = (r + 1,63h ) / 1,5.

x x

7.15.41. При устройстве молниезащиты любой категории следует учитывать зону защиты, создаваемую молниеотводами других близрасположенных зданий и сооружений.

Если здание (сооружение) частично вписывается в зону защиты соседних объектов, защищать от прямых ударов молнии надлежит только те его части, которые остаются вне этой зоны. Защита от электростатической и электромагнитной индукции и от заноса высоких потенциалов при этом выполняется в полной мере соответственно категории защищаемого объекта.

7.15.42. Молниезащитные устройства должны выполняться при строительстве или реконструкции здания или сооружения в соответствии с проектом и комплексным графиком производства строительно-монтажных работ одновременно с выполнением основных работ.

7.15.43. Устройства защиты зданий и сооружений от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной индукции должны быть приняты и введены в эксплуатацию до окончания строительства, а в зданиях и сооружениях со взрывоопасными производствами - до начала комплексного опробования технологического оборудования, установленного в них.

7.15.44. Монтажная организация, выполнившая устройства молниезащиты, должна предъявить генеральному подрядчику акты испытания устройств, обеспечивающих молниезащиту (выполнения заземлителей и измерения их сопротивления растеканию тока промышленной частоты).

7.15.45. При эксплуатации молниезащиты устройств должны проводиться их периодические осмотры (ревизии). Цель осмотров заключается в том, чтобы выявить элементы, требующие замены или усиления из-за механических повреждений; проверить надежность электрической связи между токоведущими элементами (мест сварки, болтовых и прочих соединений); определить степень разрушения коррозией отдельных элементов молниезащиты и принять меры по восстановлению антикоррозийной защиты и по усилению элементов, поврежденных коррозией; проверить соответствие молниезащитных устройств категории здания или установки; измерить сопротивление всех заземлителей молниезащиты не реже одного раза в два года, а при повышении сопротивления заземлителя более чем на 20% по сравнению с допустимым принимать меры по доведению сопротивления до требуемых величин.

7.15.46. На основании ревизий определяют объемы предусмотренного ремонта устройства молниезащиты, который должен быть закончен к началу грозового периода года.

Мелкие текущие ремонты устройства молниезащиты можно проводить во время грозового периода года, капитальные ремонты - только в негрозовое время.

7.15.47. Результаты ревизий устройств молниезащиты, проверочных испытаний заземляющих устройств, проведенных ремонтов следует заносить в специальный эксплуатационный журнал (Прил. 22). Страницы журнала должны быть пронумерованы, прошнурованы и скреплены печатью. Эта документация по окончании приемки устройств молниезащиты передается организации, ведущей ее эксплуатацию.

7.16. ЗАЩИТА ОТ СТАТИЧЕСКОГО ЭЛЕКТРИЧЕСТВА

7.16.1. Для предупреждения возникновения опасных искровых разрядов с поверхности оборудования, нефти и нефтепродуктов, а также с тела человека необходимо предусматривать (с учетом особенностей производства) следующие меры, обеспечивающие стекание возникающего заряда статического электричества:

снижение интенсивности генерации заряда статического электричества;

устройство заземления оборудования и коммуникаций, а также обеспечение постоянного электрического контакта тела человека с заземлением;

уменьшение удельного объемного и поверхностного электрического сопротивления;

использование радиозащитных, индукционных и других нейтрализаторов.

7.16.2. Заземляющие устройства для защиты от статического электричества следует, как правило, объединять с заземляющими устройствами для электрооборудования. Такие заземляющие устройства должны быть выполнены в соответствии с требованиями ПУЭ-76 (Прил. 1, п. п. 83 - 90), ГОСТ 21130-75 (Прил. 1, п. 56) и СН 102-76 (Прил. 1, п. 80).

Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, допускается не выше 100 Ом.

7.16.3. Все металлические и электропроводные неметаллические части технологического оборудования должны быть заземлены независимо от применения других мер защиты от статического электричества.

7.16.4. Лакокрасочное покрытие, нанесенное на заземленное металлическое

оборудование, считается электростатически заземленным, если сопротивление

наружной поверхности покрытия относительно заземленного оборудования не

превышает 10 Ом. Измерения сопротивления должны проводиться при

относительной влажности окружающего воздуха не выше 60%; причем площадь

соприкосновения измерительного металлического электрода с поверхностью

оборудования не должна превышать 30 кв. см.

7.16.5. Металлическое и электропроводное неметаллическое оборудование, трубопроводы, вентиляционные короба и кожухи термоизоляции трубопроводов и аппаратов, расположенных в цехе и на наружных установках, эстакадах должны представлять собой на всем протяжении непрерывную электрическую цепь, которая в пределах цеха (отделения, установки) должна быть присоединена к контуру заземления через каждые 40 - 50 м, не менее чем в двух точках.

Металлические вентиляционные короба и кожухи термоизоляции трубопроводов и резервуаров должны быть заземлены через каждые 40 - 50 м с помощью стальных проводников или путем присоединения непосредственно к заземленным резервуарам и трубопроводам, на которых они смонтированы.

7.16.6. Присоединению к контуру заземления при помощи отдельного ответвления, независимо от заземления соединенных с ним коммуникаций и конструкций, подлежат: резервуары, агрегаты, отдельно стоящие машины, не соединенные трубопроводами с общей системой резервуаров.

7.16.7. Технологическое оборудование, установленное на заземленных металлических площадках или основаниях, дополнительного присоединения к контуру заземления не требует.

7.16.8. Резервуары объемом более 50 куб. м (за исключением вертикальных диаметром до 2,5 м) должны быть присоединены к заземлителям с помощью не менее двух заземляющих проводников в диаметрально противоположных точках.

7.16.9. Каждый сливно-наливной стояк железнодорожной эстакады должен быть заземлен и соединен с обеими нитками рельсов подъездного пути медным проводом сечением 70 кв. мм или стальным соединителем эквивалентного (по сопротивлению) сечения.

Если сливно-наливные стояки металлически связаны между собой, а рельсы подъездных путей имеют стыковые соединители, то соединение перемычками осуществляется в двух-трех местах через равные промежутки; при отсутствии стыковых соединителей рельсов перемычки устанавливают к каждому звену рельсов. Подъездные пути в пределах сливно-наливного фронта должны быть электрически соединены между собой и присоединены к заземляющему устройству, не связанному с заземлителем контактной сети.

7.16.10. Автоцистерны, находящиеся под наливом и сливом пожароопасных жидкостей, в течение всего времени заполнения и опорожнения должны быть присоединены к заземляющему устройству.

Контактные устройства для подсоединения заземляющих проводников от автоцистерн должны соответствовать требованиям ГОСТ 21130-75 (Прил. 1, п. 56), ГОСТ 12.2.007-75 (Прил. 1, п. 23) и удовлетворять условию электростатической искробезопасности ГОСТ 12.1.018-79 (Прил. 1, п. 21), при невыполнении последнего требования они должны быть размещены вне взрывоопасной зоны. Гибкие заземляющие проводники площадью сечения не менее 6 кв. мм должны быть постоянно присоединены к металлическим корпусам автоцистерн и иметь наконечник под болт М10. Водитель, подъехав к посту налива, заполняет автоцистерну. При отсутствии постоянно присоединенных проводников заземление автоцистерн должно выполняться инвентарными проводниками, имеющими наконечники на обоих концах, в следующем порядке: заземляющий проводник сначала присоединяется к корпусу цистерны, затем к заземляющему устройству. Не допускается подсоединение заземляющих проводников к окрашенным и загрязненным металлическим частям автоцистерны.

7.16.11. Открывать люк автоцистерны и погружать в нее наливную трубу (рукав) разрешается только после заземления автоцистерн.

7.16.12. Рукава из неэлектропроводных материалов (cp > 10 Ом x м) с

металлическими наконечниками, используемые для налива нефтепродуктов в

железнодорожные цистерны, автоцистерны, наливные суда и другие транспортные

средства, должны быть обвиты медной проволокой диаметром не менее 2 мм (или

медным тросиком площадью сечения не менее 4 кв. мм) с шагом витка не более

100 мм. Один конец проволоки (тросика) соединяется пайкой (или под болт) с

металлическими заземленными частями продуктопровода, а другой - с

наконечником рукава. При использовании армированных или электропроводных

(cp < 10 Ом x м) рукавов их обвивка на требуется при условии обязательного

соединения арматуры или электропроводного резинового слоя с заземленным

продуктопроводом и металлическим наконечником рукава. Наконечники рукавов

должны быть изготовлены из металлов, исключающих искрообразование.

7.16.13. Нефтепродукты должны закачиваться в резервуары, цистерны, тару без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания. Налив светлых нефтепродуктов свободно падающей струей не допускается. Расстояние от конца загрузочной трубы до дна приемного сосуда не должно превышать 200 мм, а если это невозможно, то струя должна быть направлена вдоль стенки. При этом форма конца трубы и скорость подачи нефтепродукта должны быть выбраны таким образом, чтобы исключить разбрызгивание. Если диаметр горловины сосуда вместимостью более 10 л не позволяет опустить рукав внутрь, необходимо использовать заземленную воронку из неискрящего (электропроводного) материала, конец которой должен находиться на расстоянии не более 200 мм от дна сосуда. В случае применения короткой воронки к концу ее должна быть присоединена цепочка из неискрящего материала, которая при опускании воронки в сосуд должна ложиться на его дно.

7.16.14. Для снижения интенсивности возникновения заряда статического электричества скорость движения нефтепродуктов по трубопроводам нефтебаз не должна превышать предельно допустимых значений.

7.16.15. Допустимые скорости движения нефтепродуктов по трубопроводам и истечения их в резервуары и транспортные средства зависят от следующих условий, влияющих на релаксацию зарядов: вида налива, свойств нефтепродукта, содержания и размера нерастворимых примесей, свойств материала стенок трубопровода, резервуара и транспортных средств.

7.16.16. Для нефтепродуктов с удельным электрическим сопротивлением не

более 10 Ом x м скорости движения и истечения допускаются до 5 м/с; для

нефтепродуктов с удельным объемным электрическим сопротивлением более

10 Ом x м допустимые скорости транспортировки и истечения устанавливаются

для каждого нефтепродукта отдельно.

7.16.17. Нефтепродукты должны поступать в резервуар ниже уровня находящегося в нем остатка нефтепродукта.

При заполнении порожнего резервуара нефтепродукты должны подаваться в него со скоростью не более 1 м/с до момента затопления конца приемно-раздаточного патрубка.

При дальнейшем заполнении скорость следует выбирать с учетом требований п. 7.16.15.

7.16.18. Для предотвращения опасности возникновения искровых разрядов на поверхности нефтепродуктов не должно быть незаземленных электропроводных плавающих предметов.

7.16.19. Понтоны из электропроводных материалов, предназначенные для уменьшения потерь нефтепродуктов от испарения, должны быть заземлены с помощью заземляющих проводников (не менее двух), присоединенных к понтону в диаметрально противоположных точках.

7.16.20. Понтоны из неэлектропроводных материалов должны иметь электростатическую защиту.

7.16.21. Ручной отбор проб нефтепродуктов из резервуаров допускается не ранее чем через 10 мин. после прекращения движения нефтепродукта.

Измерение уровня метрштоком или измерительной рулеткой с лотом, производимые через люки с целью определения количества нефтепродукта, допускается не ранее чем через 2 ч после прекращения движения нефтепродукта.

Пробоотборник должен иметь токопроводящий медный тросик, один конец которого припаивается к корпусу пробоотборника, а на другом имеется наконечник под болт М10. Болт М10 с гайкой-барашком приваривается к периметровому ограждению заземленного резервуара. Перед отбором проб пробоотборник должен быть заземлен.

Перед каждым использованием пробоотборника обязательно проверяется целостность медного токопроводящего тросика.

7.16.22. Полы разливочных должны быть выполнены из электропроводных материалов или на них должны быть уложены заземленные металлические листы, на которые устанавливают сосуды при заполнении; допускается осуществлять заземление бочек, бидонов и других передвижных сосудов путем присоединения их к заземляющему устройству медным тросиком с наконечником под болт, винт, шпильки.

7.16.23. Осмотр и текущий ремонт заземляющих устройств должны проводиться одновременно с осмотром и текущим ремонтом всего технологического и электротехнического оборудования.

Измерения электрических сопротивлений заземляющих устройств должны проводиться не реже одного раза в год, результаты измерения и ремонтов заносят в журнал по эксплуатации защиты от проявлений статического электричества нефтебазы (табл. 7.16.1). Страницы журнала должны быть пронумерованы, прошнурованы и скреплены печатью.

Таблица 7.16.1

Журнал по эксплуатации защиты от проявлений

статического электричества нефтебазы

1. Состояние заземляющего устройства по результатам профилактического осмотра и измерений

Номер зазем- лителя	Дата осмотра и изме- рений	Результа- ты осмот- ра зазем- ляющего устрой- ства	Состояние погоды		Способ изме- рения	Резуль- тат измере- ния	Заклю- чение о состоя- нии устрой- ства	Измене- ния, внесен- ные в устрой- ство
			до из- мерения	после измерения

2. Состояние токоотводов в устройствах защиты от статического электричества по результатам профилактического осмотра

Номер токоотвода и назначение	Дата осмотра	Состояние токоотвода	Принятые меры по устранению замеченных недостатков	Примеча- ние

3. Состояние соединений в устройствах защиты от статического электричества по результатам профилактического осмотра

Описание места соединения	Дата осмотра	Состояние соединения	Принятые меры по устранению замеченных недостатков	Примечание

7.16.24. Устройства защиты от статического электричества должны приниматься одновременно с приемкой технологического и энергетического оборудования.

7.17. РЕМОНТ ЗДАНИЙ, СООРУЖЕНИЙ И ОБОРУДОВАНИЯ

7.17.1. Система технологического обслуживания и ремонта (ТОР) производственных зданий, сооружений, оборудования и устройств представляет собой совокупность организационно-технических мероприятий по надзору, уходу и всем видам ремонта, осуществляемых в плановом порядке. Сущность ТОР заключается в том, что каждый запланированный вид обслуживания или ремонта содержит такие работы, выполнение которых обеспечивает восстановление первоначальных качеств и гарантирует бесперебойную эксплуатацию сооружения или оборудования до запланированного очередного обслуживания или ремонта.

7.17.2. В систему ТОР входят мероприятия:

надзор за сооружением и оборудованием;

периодические осмотры и проверки сооружений и оборудования;

периодические текущий, средний и капитальный ремонты сооружений и оборудования;

приобретение необходимых агрегатов, узлов, деталей и материалов для выполнения запланированных ремонтов;

подготовка необходимых устройств, приспособлений и инструментов для выполнения запланированных ремонтов.

7.17.3. График ТОР составляется на каждый вид сооружений и оборудования и утверждается руководством нефтебазы. В нем должны быть точно установлены вид обслуживания и ремонта, их объемы и периодичность.

7.17.4. ТОР необходимо выполнять в запланированные графиком сроки, в полном объеме и с высоким качеством.

7.17.5. Периодические осмотры и проверки сооружений и оборудования выполняются в строгом соответствии с требованиями ТОР соответствующим персоналом нефтебазы, который должен фиксировать в журнале, паспортах, инструкциях, формулярах объектов объем выполненных работ и выявленные недостатки.

7.17.6. Текущий, средний и капитальный ремонты сооружений и оборудования осуществляются соответствующим персоналом нефтебазы в объеме, предусмотренном ТОР. При этих ремонтах также выполняются работы по устранению недостатков, отмеченных в журнале, паспортах, формулярах объектов.

Объем и качество выполненных работ должны контролироваться начальником цеха (инженером, механиком и т.д.); объем выполненных работ должен фиксироваться в журнале, паспорте, формуляре и т.д. объектов.

7.17.7. Капитальный ремонт сооружений и оборудования может осуществляться подрядной организацией в объеме, предусмотренном ТОР для данного объекта.

В ходе подготовки к капитальному ремонту составляется проектно-сметная документация. Сметой должны быть предусмотрены такие виды работ, которые позволяют улучшить технические параметры или модернизировать объект.

7.17.8. За счет средств амортизационных отчислений и других средств, предназначенных для капитального ремонта, производят следующие работы и затраты, предусмотренные планом капитального ремонта:

проектно-сметные и изыскательные работы по всем мероприятиям, связанным с проведением капитального ремонта, независимо от периода проведения ремонтных работ;

капитальный ремонт основных фондов, включая стоимость демонтажа и монтажа ремонтируемого объекта и расходов по транспортировке объектов капитального ремонта;

замену в зданиях и сооружениях изношенных конструкций и деталей другими, изготовленными из более стойких материалов, затраты на полную или частичную замену износившихся механизмов и приборов, являющихся неотъемлемой частью инвентарного объекта или отдельных узлов оборудования новыми более экономичными и повышающими эксплуатационные возможности ремонтируемых объектов;

приобретение нового оборудования взамен устаревшего, ремонтировать которое экономически нецелесообразно. Затраты на указанную цель определяются на основании технического осмотра состояния отдельного станка, агрегата и другого оборудования, проводимого до начала планируемого года, и составленной сметы.

7.17.9. Прием объекта из капитального ремонта в зависимости от объема и назначения осуществляет комиссия, назначенная по указанию управления или Госкомнефтепродукта союзной республики. По результатам приемки объекта из капитального ремонта составляют акт приемки.

7.17.10. Текущий, средний и капитальный ремонты осуществляются при наличии источников финансирования.

8. ПОДГОТОВКА НЕФТЕБАЗЫ К ЭКСПЛУАТАЦИИ В ОСЕННЕ-ЗИМНИЙ

И ВЕСЕННЕ-ЛЕТНИЙ ПЕРИОДЫ

8.1. При подготовке резервуарных парков к работе в зимних условиях и при температуре 0 °C необходимо слить подтоварную воду; проверить и подготовить дыхательную и предохранительную арматуру, огневые предохранители, уровнемеры и сниженные пробоотборники; утеплить дренажные устройства газоуравнительной системы и предохранить их от снежных заносов.

8.2. Сифонный кран необходимо промыть хранимым нефтепродуктом и повернуть в боковое положение.

8.3. При испытаниях резервуаров водой в зимнее время должны быть приняты меры по предохранению от замерзания воды в трубах, задвижках и от обмерзания стенок резервуара, для чего необходимо создавать постоянную циркуляцию воды, отеплить отдельные узлы, а также подогревать воду.

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

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

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

8.7. Крышки на колодцах и кожухах должны быть закрыты, чтобы не попадала вода. В муфтах и фланцевых соединениях заменяют неисправные прокладки, тщательно осматривают и перебивают сальники.

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

провести ревизию сбросовых коллекторов, запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов, насосного оборудования, применяемого для перекачки сточных вод, шлама и нефтепродуктов, выделенных из сточных вод, оборудования, используемого при авариях (штанг, тросов, передвижных насосов) пожарных водоемов и оборудования (задвижек, гидрантов, колодцев);

устранить обнаруженные неисправности;

очистить сооружения от шлама и накопившихся нефтепродуктов;

проверить состояние колодцев с гидравлическими затворами; в случае необходимости очистить их от шлама и отремонтировать;

отремонтировать нефтесборные устройства (поворотные трубы, лотки и т.д.) и другое механическое оборудование очистных сооружений;

проверить пароподогревательные устройства на сооружениях, опрессовать их и при необходимости отремонтировать.

8.9. В зимний период года необходимо своевременно удалять снег с оперативных площадок, проездов, дорог, тротуаров, а также с тех участков территории, где он может мешать производственным операциям или действиям пожарных машин.

8.10. На нефтебазах, не осуществляющих операции в зимний период, необходимо освободить очистные сооружения от нефтепродуктов, воды, шлама и произвести консервацию металлического оборудования: очистить резервуары, применяемые для хранения извлеченных из сточных вод нефтепродуктов, от накопившегося шлама, а также произвести ревизию оборудования, установленного на этих резервуарах.

8.11. Колодцы в сетях водоснабжения следует утеплять, а отключенные участки водопроводов, проложенных в неотапливаемых помещениях, осушать.

8.12. Подготовка системы водоснабжения к эксплуатации в зимний период осуществляется в соответствии с заранее разработанным планом мероприятий.

8.13. На нефтебазах, расположенных в зоне возможного затопления в период паводка, резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары должны заблаговременно подготавливаться к паводку; обвалования и ограждения должны быть восстановлены и при необходимости наращены.

8.14. Для предотвращения всплытия резервуары на время паводка при невозможности заполнения их нефтепродуктом заливаются водой на расчетную высоту.

8.15. Для борьбы с паводковыми водами необходимо заготовить запас инструмента и инвентаря (лопаты, мешки с песком, лодки и т.п.). Период прохождения весеннего паводка уточняется в местных отделениях гидрометеорологической службы.

8.16. Ливнеотводящая сеть до наступления паводка должна быть осмотрена и подготовлена к пропуску вод: проходы для кабелей труб и другие каналы, расположенные ниже уровня высоких грунтовых вод, должны быть закрыты и уплотнены, а откачивающие механизмы проверены и подготовлены к работе.

С наступлением оттепели крыши и отмостки нужно очищать от снега, а водоотводные лотки, трубы и желоба - от льда.

8.17. В весенний период необходимо особенно внимательно следить за состоянием тарных хранилищ и принимать меры, предотвращающие попадание в них воды.

8.18. Перед началом паводка необходимо убрать строительный мусор, материалы, оборудование и т.д. с затопляемой береговой акватории нефтебазы. Отремонтировать береговые укрепления с учетом максимальной отметки паводковых вод.

8.19. При подготовке водных нефтебаз к работе в весенне-летний (навигационный) период необходимо:

отремонтировать причалы и их оборудование;

провести ревизию и опрессовку шлангующих устройств, металлических поддонов;

отремонтировать боковые заграждения;

подготовить устройства для сбора случайно разлитого нефтепродукта;

обновить противопожарные, водоохранные аншлаги и судоходные знаки;

проверить связь причалов с товарными насосными;

отремонтировать освещение причалов.

8.20. Перед началом навигации технологические трубопроводы необходимо тщательно осмотреть, опрессовать, а выявленные дефекты устранить.

9. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

9.1. В целях защиты окружающей среды от загрязнения на нефтебазах должны проводиться мероприятия по сокращению выбросов загрязняющих веществ в водоемы, воздух и почву.

9.2. Для обеспечения требований к составу и свойствам воды водных объектов хозяйственно-питьевого, культурно-бытового или рыбохозяйственного водопользования, изложенных в "Правилах охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами", для нефтебаз, имеющих самостоятельные выпуски сточных вод в водные объекты, должны быть разработаны нормы предельно допустимых сбросов (ПДС) загрязняющих веществ.

Под предельно допустимым сбросом вещества в водный объект понимается масса вещества в сточных водах, максимально допустимая к отведению с установленным режимом в данном пункте водного объекта в единицу времени.

Проекты ПДС разрабатываются в соответствии с разрешениями на специальное водопользование, выдаваемыми органами по регулированию использования и охране вод системы Минводхоза СССР по согласованию с органами санитарно-эпидемиологической службы Минздрава СССР и рыбоохраны Минрыбхоза СССР.

9.3. Основные требования к очистке сточных вод нефтебаз и к эксплуатации очистных сооружений приведены в разделе 7.9.

9.4. С целью предотвращения загрязнения водоемов сточными водами на нефтебазах необходимо осуществлять внедрение оборотного водоснабжения и повторного использования очищенных сточных вод. Для обеспечения строгого контроля за расходованием воды на нефтебазах следует устанавливать водомерные устройства и приборы независимо от количества потребляемой или сбрасываемой воды.

9.5. Основными компонентами загрязнений воздушной среды выбросами нефтебаз являются углероды, окись углерода, окислы серы, азота, взвешенные вещества. Поэтому в процессе эксплуатации нефтебаз особое внимание необходимо обращать на техническое состояние оборудования, которое может явиться источником загрязнения атмосферы (резервуары, железнодорожные и автоналивные эстакады, очистные сооружения, запорная арматура, фланцевые, муфтовые и другие соединения трубопроводные коммуникации, котельные установки и двигатели внутреннего сгорания).

9.6. В соответствии с требованиями действующего Закона "Об охране атмосферного воздуха" для каждого источника выброса и нефтебазы в целом должны быть установлены нормы предельно допустимых или временно согласованных выбросов (ПДВ или ВСВ) загрязняющих веществ в атмосферу.

При разработке указанных нормативов следует руководствоваться требованиями ГОСТ 17.2.3.02-78 (Прил. 1, п. 33) и "Временной отраслевой методикой нормирования выбросов вредных веществ в атмосферу на предприятиях Госкомнефтепродукта СССР" (Прил. 1, п. 101).

9.7. После установления норм ПДВ на нефтебазах должна быть организована система контроля за их соблюдением, элементом которой является лабораторный контроль фактического загрязнения атмосферы углеводородами, окисью углерода и другими веществами, содержащимися в выбросах.

9.8. Места отбора проб воздуха, периодичность и частота отбора, необходимое число проб, методы анализа должны выбираться по согласованию с органами санитарно-эпидемиологической и гидрометеорологической служб.

Для определения содержания некоторых загрязняющих веществ в выбросах рекомендуется использовать газоанализаторы, указанные в табл. 9.1.

Таблица 9.1

ГАЗОАНАЛИЗАТОРЫ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

┌───────────┬───────────┬───────┬─────────────────────────────┬───────────┐

│ Прибор │ Метод │ Среда │ Пределы измерения и │Стационар- │

│ │определения│ │ погрешность │ный или │

│ │ │ │ │переносной │

├───────────┼───────────┼───────┼─────────────────────────────┼───────────┤

│ГХП-3М │Объемный │Воздух │0 - 100%; 0,2% │Переносной │

│ВТИ-2 │-"- │Горючий│0 - 100% │-"- │

│ │ │газ │0,05% │ │

│ТГ-5 │Титромет- │Воздух │0 - 2 мг/л; 0,5% │Стационар- │

│ │рический │ │ │ный │

│УГ-2 │Адсорбци- │-"- │0,01 мл/л; 5% (бензин); │Переносной │

│ │онный │ │0 - 1,0 (керосин, топливо); │ │

│ │ │ │Т-1, Т-2, Т-4 (уайт-спирит) │ │

│ПГФ │Термохими- │- │2,5 - 12 мг/л; 12,5 - 40 мг/л│Переносной │

│2М1-ИЗГ │ческий │ │40 - 80 мг/л; до 25% │ │

│ГВ-3 │-"- │- │<...> мг/л; 0,150 мг/л; до 7%│-"- │

│КУ 0201 │Электро- │- │0,3 мг/л; 5% │-"- │

│ │метрический│ │ │ │

│Хроматограф│Сорбционный│- │0 - 100%; 1% │Стационар- │

│"Цвет" │ │ │ │ный │

└───────────┴───────────┴───────┴─────────────────────────────┴───────────┘

9.9. В целях снижения загрязнения атмосферы выбросами вредных веществ необходимо осуществлять мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов:

МЕРОПРИЯТИЯ ПО СОКРАЩЕНИЮ ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ

ОТ ИСПАРЕНИЯ

┌──────────────────────────────────────────────────────────────┬──────────┐

│ │Уменьшение│

│ │потерь, % │

├──────────────────────────────────────────────────────────────┼──────────┤

│Оснащение резервуаров с бензинами понтонами │80 - 90 │

│(плавающими крышами) │ │

│Оборудование резервуаров с бензинами, имеющих большую │20 - 30 │

│оборачиваемость, дисками-отражателями │ │

│Герметизация резервуаров, дыхательной арматуры, своевременный │30 - 50 │

│профилактический ремонт трубопроводов и запорной арматуры │ │

│Окраска наружной поверхности резервуаров покрытия с низким │27 - 45 │

│коэффициентом излучения │ │

│Одновременная окраска внутренней и внешней поверхностей │30 - 65 │

│резервуаров │ │

│Оборудование резервуаров с понтонами хлопушками с управлением │7 - 10 │

│в приемо-раздаточных патрубках │ │

│Перекачка на магистральных продуктоводах "из насоса в насос" │До 100 │

│Налив нефтепродукта в железнодорожные цистерны под уровень │До 80 │

│Нижний налив автоцистерн и автоматизация процесса │До 70 │

└──────────────────────────────────────────────────────────────┴──────────┘

9.10. Источниками загрязнения почвы нефтепродуктами на нефтебазах могут быть неплотности запорной арматуры, фланцевых, муфтовых соединений, сварных стыков; утечки вследствие коррозионных повреждений резервуаров, трубопроводов; продукты зачистки резервуаров и трубопроводов.

9.11. Для сокращения потерь нефтепродуктов и предотвращения загрязнения почвы при разливах, отборе проб и ремонтах необходимо устраивать закрытые дренажи в заглубленные резервуары с автоматической откачкой нефтепродукта.

Должен осуществляться постоянный надзор за герметичностью технологического оборудования, сальниковых устройств, фланцевых и резьбовых соединений, съемных деталей, люков и т.п.

9.12. Во избежание потерь нефтепродуктов от переливов следует применять пневматические и другие предохранительные устройства, автоматически прекращающие подачу продукта по достижении заданного уровня или разгерметизации коммуникаций.

10. УЧЕТ И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

10.1. ИЗМЕРЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА И УЧЕТ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

10.1.1. Нефть и нефтепродукты должны учитываться в единицах массы. Масса определяется объемно-массовым, массовым и пьезометрическими методами измерений.

10.1.2. При объемно-массовом методе масса нефтепродуктов определяется по его объему и плотности при одной и той же температуре, объем - по градуировочным таблицам на резервуары, трубопроводы, железнодорожные и автомобильные цистерны, суда или по счетчикам жидкости. Уровень нефти и нефтепродуктов измеряют во всех случаях при установившемся уровне и отсутствии пены.

Плотность нефтепродукта в резервуарах, таре и транспортных средствах определяют по пробам, отобранным, согласно ГОСТ 2517-80, в трубопроводах, кроме того, измеряют автоматическими плотномерами.

В стационарных резервуарах для отбора проб должны применяться сниженные пробоотборники по ГОСТ 13196-77 или ручные пробоотборники по ГОСТ 2517-80.

Плотность в пробах измеряют в соответствии с ГОСТ 3900-47, показания считывают до четвертого знака.

10.1.3. Массу нефтепродукта определяют умножением объема на плотность. При наличии подтоварной воды необходимо из общего объема вычесть объем подтоварной воды. Содержание воды в нефтепродукте (в процентах) определяют по ГОСТ 2477-65, и массу ее вычитывают из массы нефтепродукта. В нефти, кроме содержания воды, определяют содержание хлористых солей (в процентах) по ГОСТ 21534-76 и механических примесей по ГОСТ 6370-83.

Массу воды, солей и механических примесей вычитают из массы нефти брутто. Погрешность измерений массы нефтепродуктов в вертикальных стальных резервуарах в соответствии с ГОСТ 8.378-80 не должна превышать +/- 0,5%.

При определении массы нефтепродуктов в трубопроводах необходимо контролировать степень заполнения и наличия воды с помощью воздушных и спускных кранов.

10.1.4. Пьезометрический метод измерений применяется для определения массы нефтепродуктов в вертикальных стальных резервуарах.

Средства измерений и устройства должны иметь погрешности измерений массы не более +/- 0,5%.

Массовым методом измеряют массу жидких нефтепродуктов в таре и транспортных средствах (автомобильных и железнодорожных цистернах), а также сыпучих, твердых нефтепродуктов путем взвешивания на весах.

Взвешиваемые грузы должны соответствовать по массе грузоподъемности весов. Не допускается взвешивать грузы массой, большей наибольшего предела взвешивания весов.

Выбор грузоподъемности весов должен обеспечивать возможность взвешивания максимальных для данного пункта масс нефтепродуктов. Завышенная грузоподъемность весов увеличивает погрешность взвешивания. Для снижения влияния внешних условий на погрешность измерений весовые устройства должны быть защищены от ветра и осадков.

Масса нефтепродукта определяется как разность между массой брутто и массой тары. Отсчет на шкальных и циферблатных весах снимают до одного деления шкалы.

10.1.6. Железнодорожные цистерны взвешивают в соответствии с ГОСТ 8.424-81. Предел допустимой погрешности взвешивания массы нефтепродуктов не должен превышать +/- 0,5%.

Масса нефтепродуктов может взвешиваться как в одиночных цистернах, так и состава в целом без расцепки вагонов. В соответствии с ГОСТ 8.424-81 составы могут взвешиваться в статическом режиме и на ходу.

Нефтепродукты в железнодорожных цистернах могут приниматься маршрутами, отдельными партиями и одиночными цистернами. Масса нефтепродуктов определяется в каждой цистерне.

10.1.7. Прием нефти и нефтепродуктов осуществляется в соответствии с требованиями "Инструкции о порядке приемки продукции производственно-технического назначения и товаров народного потребления по количеству" (см. Прил. 1, п. 121).

На принятые нефть и нефтепродукты составляется приемный акт, который является основанием для оприходования их по бухгалтерскому учету.

10.1.8. В случае выявления при приемке нефтепродуктов в железнодорожных цистернах недостач, превышающих нормы естественной убыли, или излишков грузоотправителю предъявляется претензия или высылается уведомление. При недостаче груза по вине железной дороги получатель обязан предъявить ей претензию в установленном порядке.

10.1.9. В случае отсутствия документов на поданные под выгрузку нефти или нефтепродукты или несоответствия фактической массы их в железнодорожных цистернах, количества мест (бочек, бидонов и т.п.) в вагонах, наименования нефтепродуктов данным, указанным в накладной, порчи нефтепродуктов, по требованию нефтебазы станция назначения должна составить коммерческий акт формы ГУ-22.

Коммерческий акт является документом для предъявления грузоотправителю или железной дороге претензий, а в случае отказа от удовлетворения претензий - иском в арбитраж.

10.1.10. Акт общей формы ГУ-23 составляется в случае утраты документов, приложенных грузоотправителем к накладной; отсутствия пломб на вагоне, если в вагонном листе имеется отметка о наложении пломб; простоя вагонов на станции назначения в ожидании подачи под выгрузку по причинам, зависящим от грузополучателя и др.

10.1.11. Претензия в связи с недостачей нефтепродуктов должна быть направлена отправителю в установленные сроки, а уведомление об излишках нефтепродуктов высылается незамедлительно.

10.1.12. Количество нефтепродуктов в таре (бочках, бидонах, банках и т.д.) учитывают по надписи (трафарету) на таре. Тара должна иметь маркировку по ГОСТ 1510-84.

10.1.13. Массу нефтепродуктов, принимаемых или отгруженных в нефтеналивных судах, определяют по измерениям в береговых резервуарах при наличии утвержденных территориальными органами Госстандарта градуировочных таблиц и длине береговых трубопроводов не более 2 км. В соответствии с РД 50-190-80 (Прил. 1, п. 109) в отдельных случаях по согласованию с территориальными органами Госстандарта допускается определять количество нефтепродуктов по измерениям в береговых резервуарах при длине трубопровода более 2 км, при этом вместимость трубопровода диаметром до 400 мм не должна превышать 500 куб. м, диаметром 400 и выше - 800 куб. мм. Одновременно проводятся измерения в танках судов.

10.1.14. Способы определения массы нефти и нефтепродуктов в пунктах погрузки (выгрузки) должны быть одинаковыми.

В тех случаях, когда грузоотправитель определяет массу груза по измерениям в судне, грузополучатель, кроме измерений в судне, измеряет принятую массу нефти и нефтепродукта в резервуаре.

Независимо от длины трубопровода количество принятых из судов или отгружаемые судами нефти и нефтепродуктов, можно определять по счетчикам жидкости (массовым или объемным), обеспечивающим предел допустимой погрешности измерения соответственно не более +/- 0,05% и +/- 0,25%, узлами учета или блочно-комплектными установками.

Остаток нефтепродукта после слива измеряют в танках судов совместно грузополучатель и пароходство с оформлением акта формы ГУ-36.

10.1.15. Грузополучатель в период навигации обязан проводить взаиморасчеты с грузоотправителем за каждый судорейс с учетом массы принятого нефтепродукта по измерениям в резервуарах и соответствующих норм естественной убыли.

10.1.16. По результатам перевозок на навигацию между пароходством и грузоотправителем проводятся сальдированные расчеты с включением в них судорейсов, в которых масса перевезенных нефтепродуктов определялась с участием пароходства. Сроки проведения и окончания сальдированных расчетов за навигацию устанавливаются Госкомнефтепродуктами союзных республик в зависимости от срока представления ими годового отчета.

10.1.17. Прием нефтепродуктов с нефтеперерабатывающих заводов и перевалку их на все виды транспорта Госкомнефтепродукты союзных республик осуществляют на перевалочных нефтебазах и наливных пунктах.

Условия поставки нефтепродуктов нефтеперерабатывающими заводами перевалочным нефтебазам обусловливаются договорами между ними.

10.1.18. При приемке нефтепродуктов перевалочные нефтебазы руководствуются "Положением о поставках продукции производственно-технического назначения" (см. Прил. 1, п. 122) и "Особыми условиями поставки нефтепродуктов предприятиями-изготовителями нефтеснабсбытовым организациям" (Прил. 1, п. 31).

10.1.19. Нефтебазы получают нефтепродукты от магистральных трубопроводов по отводящим трубопроводам.

Отводящий трубопровод и находящийся в нем нефтепродукт до входной задвижки на территорию нефтебазы принадлежит магистральному продуктоводу.

10.1.20. Масса нефтепродуктов, принятых по ответвлениям от магистрального нефтепродуктовода, определяется совместно представителями нефтебазы и трубопроводного управления по измерениям в резервуарах нефтебазы. Результаты приемки оформляются актом.

10.1.21. Нефтебазы обязаны проводить инвентаризацию всех нефтепродуктов, находящихся в резервуарах, трубопроводах, таре, не реже одного раза в месяц (Прил. 1, п. 124).

Состав инвентаризационной комиссии утверждается приказом директора нефтебазы. Результаты инвентаризации оформляются актом. При составлении акта инвентаризации проводится расчет складских недостач, являющийся неотъемлемой частью акта.

10.1.22. При проведении инвентаризации следует руководствоваться "Основными положениями по инвентаризации основных средств, товарно-материальных ценностей, денежных средств и расчетов" (Прил. 1, п. 123).

10.2. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

10.2.1. Качеством продукции называется совокупность свойств продукции, обусловливающих ее пригодность удовлетворять определенные потребности в соответствии с ее назначением.

10.2.2. Показатель качества - это количественная характеристика свойств продукции, входящих в состав ее качества, рассматриваемая применительно к определенным условиям ее создания и эксплуатации или потребления.

10.2.3. Сохранность качества нефтепродуктов при операциях приема, отпуска, хранения и транспортирования всеми видами транспорта, а также маркировка регламентируется ГОСТ 1510-84.

Условия расфасовки в тару, маркировки, хранения и транспортирования нефтепродуктов, не предусмотренные ГОСТ 1510-84, устанавливаются стандартами и техническими условиями на нефтепродукты.

10.2.4. Качество нефти и нефтепродуктов определяется по анализу проб, отобранных в соответствии с ГОСТ 2517-80. Объем анализов при приемке, отпуске, хранении устанавливают в соответствии с Приложением 11. Приемо-сдаточный анализ выполняют в пробах нефти и нефтепродуктов, отобранных после налива в транспортные средства или перед выгрузкой из них.

Контрольный анализ нефти и нефтепродуктов, отгружаемых в транспортные средства, проводят не более чем за десять суток до дня отгрузки и в течение 24 ч после налива в транспортные средства, при перекачке нефтепродуктов из одной цистерны в другую, определении качества нефтепродуктов, налитых в тару, а также после слива нефтепродуктов в резервуар или долива в него в процессе хранения.

Полный анализ качества выполняют после слива прибывших нефти или нефтепродукта в резервуар и в случае нарушения правил погрузки, пломбирования, оформления документов на транспортные средства, а также в случаях обнаружения несоответствия данных паспорта или контрольного анализа требованиям стандартов на нефть или нефтепродукты.

Показатели полного анализа, указанные в паспорте качества на отгруженный продукт, не должны иметь срок давности более двух месяцев (при поступлении в данный резервуар). Полный анализ проводится также после восстановления качества нефтепродуктов, а также в случае необходимости установления качества нефти и нефтепродукта при отсутствии паспортов качества в товаросопроводительных документах.

10.2.5. При речных и морских перевозках пробы нефти и нефтепродуктов отбирают при приемо-сдаточных операциях из резервуаров и судов представители нефтебазы и пароходства. На отбор проб составляют акт, подписываемый представителями обеих сторон.

10.2.6. При бортовой перевалке нефтепродуктов пробы отбирают из выкачиваемого судна.

10.2.7. Пробы нефтепродуктов, находящихся в технологических трубопроводах, отбирают через пробоотборные краны.

10.2.8. В случае смещения и порчи нефтепродуктов на нефтебазах составляют акт и принимают меры к восстановлению качества нефтепродуктов по рекомендации отделов качества территориальных управлений.

Если смесь нефтепродуктов не поддается восстановлению и подлежит переводу в низшие сорта, убыток взыскивается с виновных.

10.2.9. Продукцию принимают по качеству в полном соответствии со стандартами, техническими условиями и особыми условиями поставки, инструкциями и другими правилами, а также по сопроводительным документам, удостоверяющим качество поставляемой продукции.

Отсутствие указанных сопроводительных документов или некоторых из них не приостанавливает приемку. В этом случае продукт сливают в отдельный резервуар, устанавливают его качество и составляют акт.

10.2.10. При обнаружении несоответствия качества и маркировки поступивших нефтепродуктов требованиям стандартов, технических условий или данным, указанным в сопроводительных документах, удостоверяющих качество, получатель приостанавливает приемку и составляет акт с указанием количества. Вопрос об использовании нестандартного нефтепродукта решается вышестоящей организацией.

10.2.11. Качество нефти и нефтепродуктов, установленное анализом проб, отбираемых при товарно-транспортных операциях и хранении, оформляется паспортом качества, который подписывает заведующий лабораторией, лаборант и директор нефтебазы.

11. ПОРЯДОК СПИСАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ

11.1. Списание пришедшего в негодность оборудования, хозяйственного инвентаря и другого имущества, числящегося в составе основных фондов предприятий и организаций системы Госкомнефтепродукта СССР, производится в соответствии с Инструкцией Госкомнефтепродукта СССР от 03.07.84 и 6/21-8-395 (Прил. 1, п. 138).

11.2. Нефтебазами системы Госкомнефтепродукта СССР могут быть списаны с баланса числящиеся в составе основных фондов здания, сооружения, передаточные устройства, машины и оборудование, транспортные средства, инвентарь и другое имущество, полностью утратившее свое производственное значение вследствие износа, если восстановление их невозможно или экономически нецелесообразно и они не могут быть реализованы, а также основные фонды, пришедшие в негодность и уничтоженные в результате стихийных бедствий или аварий.

11.3. Списание с балансов нефтебаз машин и оборудования несовершенных конструкций допускается также, если дальнейшая их эксплуатация невозможна, а модернизация технически нецелесообразна и экономически неэффективна. Замена такого оборудования должна быть предусмотрена в плане внедрения новой техники. Кроме того, с балансов списываются здания и сооружения, снесенные в связи со строительством новых объектов, а также пришедшие в ветхое состояние.

11.4. Для определения непригодности основных фондов к дальнейшему использованию, невозможности их реализации или неэффективности производства восстановительного ремонта, а также для оформления необходимой документации на списание с балансов на нефтебазах приказом руководителя создаются постоянно действующие комиссии в составе: заместителя руководителя нефтебазы или главного инженера; главного (старшего) бухгалтера; главного механика (механика), главного энергетика, начальников других служб.

К участию в работе комиссии в необходимых случаях могут быть привлечены представители общественности нефтебазы.

11.5. Причины списания с балансов основных фондов должны быть изложены в акте конкретно и исчерпывающе. Необходимо перечислить все недостающие детали и узлы, указать, где и какие имеются повреждения (характер и размеры их), привести степень износа и коррозии основных деталей и узлов, обосновать причины нецелесообразности и невозможности ремонта и восстановления их.

При списании в актах также указывают:

по резервуарам для нефти и нефтепродуктов - техническое состояние на основе результатов комплексной проверки, включая дефектоскопию сварных соединений, состояние и износ основного металла, деформацию, коррозию, геометрическую форму;

по насосам и компрессорам - состояние корпуса, цилиндров и т.д.;

по паровым котлам, сосудам, паропроводам, работающим под давлением, грузоподъемным механизмам и другим объектам, зарегистрированным в Госгортехнадзоре, - оценку технического состояния;

по передвижным кранам и экскаваторам - техническое состояние двигателя, рамы, поворотного механизма, гусеничного хода, реверса, главной лебедки, рабочего оборудования и т.д.;

по автомашинам - техническое состояние двигателя, заднего и переднего моста, коробки передач, рулевого управления, рамы, кузова (кабины), самостоятельного механизма (для самосвала) и т.д.;

по электромоторам - состояние корпуса, ротора, статора;

по строениям - техническое состояние основных частей здания (фундамента, перекрытий, стен, крыши и т.д.).

Акты на списание основных фондов составляются на каждый отдельный объект.

11.6. При установлении непригодности автомобилей, автомобильных прицепов, паросиловых установок, подъемных, водотранспортных и других основных фондов, контролируемых государственными инспекциями, для участия в работе комиссии приглашаются представители соответствующих инспекций (Госавтоинспекции, Котлонадзора, Гостехнадзора, Судоходной инспекции и др.). При неявке представителя соответствующей инспекции акт на списание составляется без его участия, о чем делается отметка в акте.

11.7. Постоянно действующие комиссии на нефтебазах производят непосредственный осмотр объекта, подлежащего списанию, и устанавливают непригодность его к восстановлению и дальнейшему использованию; устанавливают причины, обусловившие целесообразность списания объектов (износ, преждевременное выбытие вследствие нарушения нормальных условий эксплуатации или аварии и т.д.), а в необходимых случаях - виновных в этом лиц; определяют возможность использования отдельных узлов, деталей и материалов списываемого объекта и производят оценку их исходя из цен возможного использования. При этом комиссия устанавливает наличие узлов и деталей, изготовленных из цветных и драгоценных металлов в списываемых машинах, оборудовании, инструментах, и определяет порядок их утилизации и сдачи в Госфонд; составляют акты о ликвидации основных фондов по типовой междуведомственной форме N ОС-4*, за исключением автомобилей, прицепов и полуприцепов, на ликвидацию которых составляется акт по типовой междуведомственной форме N ОС-4а*.

11.8. При осмотре объектов и составлении актов на их списание комиссия использует необходимую техническую документацию (технические паспорта, ведомости дефектов, поэтажные планы и другие материалы). Если техническая документация отсутствует, составляется точное техническое описание объектов, характеризующее его назначение, конструкцию, габариты, массу и т.д.

11.9. Списание оборудования, хозяйственного инвентаря и другого имущества, утратившего свое производственное значение или пришедшего в негодность, производится только на основании актов, утвержденных в установленном порядке.

11.10. В актах на описание указываются данные, характеризующие объекты: год изготовления сооружения или постройки объекта, дата его поступления на нефтебазу; время ввода в эксплуатацию; первоначальная стоимость объекта (для переоцененных - восстановительная); сумма начисленного износа по данным бухгалтерского учета; число произведенных капитальных ремонтов и др.

11.11. Акты составляются в одном экземпляре, если они подлежат утверждению руководителем нефтебазы, или в трех экземплярах, если они подлежат утверждению вышестоящей организацией. В последнем случае в вышестоящую организацию направляют два экземпляра.

11.12. Морально устаревшие, изношенные и непригодные для дальнейшего использования оборудование, транспортные средства, инвентарь и инструмент, когда восстановление этого имущества невозможно или экономически нецелесообразно и оно не может быть реализовано, списывают с балансов нефтебаз, на которые распространяется действие "Положения о социалистическом государственном предприятии", в порядке, установленном п. 75 этого Положения. Акт о ликвидации основных фондов в этом случае утверждается руководителем нефтебазы или его заместителем; с балансов нефтебаз, на которые не распространяется действие "Положения о социалистическом государственном производственном предприятии", стоимостью до 1000 руб. за единицу - руководителем нефтебазы, стоимостью свыше 1000 руб. - с разрешения вышестоящей организации.

11.13. Руководители нефтебаз обязаны рассмотреть акты в течение трех дней с момента их получения и принять соответствующее решение. По актам, подлежащим утверждению вышестоящей организацией, в тот же срок должно быть дано заключение, которое вместе с актом передается вышестоящей организации.

11.14. Руководители вышестоящих организаций должны рассмотреть и принять решение по актам на описание оборудования, хозяйственного инвентаря и другого имущества, поступающим от нефтебаз в пятидневный срок с момента их получения.

В необходимых случаях при рассмотрении актов вышестоящие организации производят осмотр технического состояния списываемых объектов (с выездом на место).

11.15. Не допускается разборка и демонтаж списываемого оборудования, а также ликвидация хозяйственного инвентаря и других объектов основных фондов до утверждения акта, а по транспортным средствам и другим объектам, контролируемым государственными инспекциями, также до снятия их с учета в этих инспекциях.

11.16. После утверждения акта о ликвидации основных фондов (получения утвержденного акта от вышестоящей организации) и снятия с учета в государственной инспекции руководитель нефтебазы дает указание о демонтаже и разборке соответствующих объектов.

При демонтаже и разборке ликвидируемых объектов производится отбор всех годных к использованию узлов, деталей и аппаратуры.

11.17. Все детали, узлы и агрегаты разобранного и демонтированного оборудования, годные для ремонта других машин, а также другие материалы, полученные от ликвидации хозяйственного инвентаря и другого имущества, сдаются под отчет материально-ответственным лицам и приходуются как поделочный материал или как лом по цене возможного использования.

Предметы, утратившие свое назначение, но пригодные для использования, должны быть использованы в хозяйстве либо реализованы в установленном порядке.

Все детали и узлы, изготовленные из цветных металлов, не используемые для ремонта других машин, инструментов, приборов и оборудования, подлежат обязательной сдачи организациям Вторцветмета.

11.18. В случаях нарушения действующего порядка списания с баланса оборудования, хозяйственного инвентаря и другого имущества, числящегося в составе основных фондов, а также в случаях бесхозяйственного отношения к материальным ценностям, отслужившим свой срок (уничтожения, сжигания и т.п.), виновные в этом должностные лица должны привлекаться к ответственности в установленном законом порядке.

12. МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ НЕФТЕБАЗ

12.1. Для осуществления мероприятий по метрологическому обеспечению измерений и учету при приеме, хранении и отпуске нефтепродуктов во всех подразделениях Госкомнефтепродукта СССР созданы метрологические службы в соответствии с "Положением о метрологической службе Государственного комитета СССР по обеспечению нефтепродуктами" (Прилож. 1, п. 125).

12.2. Метрологическая служба нефтебазы, руководствуясь "Типовым положением о метрологической службе территориального управления, управления магистральных нефтепродуктопроводов, нефтебазы, предприятия и организации", является самостоятельной технической службой и возглавляется назначенным инженерно-техническим работником нефтебазы.

12.3. На основании типового положения на каждой нефтебазе разрабатывается "Положение о метрологической службе нефтебазы" с указанием состава службы, ее прав и обязанностей.

12.4. Ответственность за комплектацию и исправное состояние средств измерений при приеме, хранении, отпуске и транспортировании нефтепродуктов, контроле их качества, обеспечении безопасных условий труда и охраны окружающей среды возлагается на руководителей нефтебаз, которые приказом назначают лиц, осуществляющих контроль за средствами измерений.

12.5. В обязанности метрологической службы входят поддержание в исправном состоянии средств измерений, своевременный их ремонт и поверка, обеспечение необходимой нормативно-технической документацией.

12.6. Средства измерений в процессе эксплуатации, а также после ремонта должна проверять государственная или ведомственная метрологическая служба.

12.7. Номенклатурный перечень средств измерений, подлежащих обязательной государственной поверке, приведены в Приложении 23.

Остальные средства измерений подлежат ведомственной поверке при наличии разрешения органа Госстандарта (регистрационного удостоверения). При невозможности выполнения ведомственной поверки проводят государственную поверку.

12.8. На каждый резервуар, независимо от его формы и вместимости, должна быть составлена градуировочная таблица с интервалом в 1 см, позволяющая определять объем нефтепродукта в резервуаре по уровню наполнения.

12.9. Для градуирования и составления таблиц привлекается специально обученный персонал. Организации, проводящие градуировку, должны быть зарегистрированы в органах Госстандарта.

12.10. Резервуары стальные вертикальные стационарные (РВС) со стационарными и плавающими крышами (понтонами) вместимостью 100 - 50000 куб. м должны быть отградуированы по ГОСТ 8.380-80 с погрешностью градуировки не более 0,1 - 0,25%.

Резервуары стальные горизонтальные вместимостью 3 - 200 куб. м должны градуироваться по ГОСТ 8.346-79. Градуировка проводится объемным или геометрическим методом с погрешностью не более 0,5 - 1%.

12.11. На каждом резервуаре должна быть нанесена базовая высота (высотный трафарет) - расстояние от днища в точке касания груза рулетки до верхнего среза замерного люка. Базовая высота и неровности днища резервуара измеряются ежегодно. Результаты измерений оформляют актом, который утверждает главный инженер нефтебазы.

12.12. К градуировочной таблице должны быть приложены:

акт и протокол определения размеров резервуара;

акт ежегодных измерений базовой высоты и неровностей днища (форма акта и протокола приведены в ГОСТ 8.380-80);

данные о массе понтона и уровне его установки от днища резервуара;

таблица средних значений вместимости дробных частей сантиметра (мм) каждого пояса резервуара (для горизонтальных резервуаров - каждого сантиметра);

уклон горизонтального резервуара;

объем "мертвого остатка" в резервуаре.

В градуировочной таблице указывают величины, на которые внесены поправки при ее расчете.

12.13. После каждого капитального ремонта, связанного с изменением объема резервуара, но не реже одного раза в пять лет должна проводиться повторная градуировка резервуара.

После оснащения резервуара внутренним оборудованием градуировочная таблица должна быть пересмотрена и заново утверждена в установленном порядке.

12.14. Технологические трубопроводы для нефтепродуктов должны градуироваться согласно "Методическим указаниям по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод" или РД 50-190-80 (п. 1.25).

12.15. Градуировочные таблицы на трубопроводы должны пересматриваться при изменении схем трубопровода, длины или диаметра отдельных его участков, но не реже одного раза в 10 лет.

12.16. Градуировочные таблицы береговых резервуаров на перевалочных водных и водно-железнодорожных нефтебазах при перевозке нефтепродуктов водным транспортом должны быть утверждены территориальными органами Госстандарта, а остальных резервуаров и технологических трубопроводов - главным инженером территориального (областного) управления или Госкомнефтепродуктом союзной республики.

Градуировочные таблицы и акты измерений резервуаров и трубопроводов должны храниться на нефтебазах и в территориальных управлениях или Госкомнефтепродукте союзной республики.

12.17. Вместимость автоцистерн должна устанавливаться заводом-изготовителем и поверяться органами Госстандарта согласно Инструкции 36-55 каждые два года с выдачей свидетельств, в которых указывается вместимость цистерны до указателя уровня (планки). Свидетельства должны находиться у водителей автоцистерн.

12.18. Железнодорожные цистерны и нефтеналивные суда при выпуске из производства должны иметь индивидуальные градуировочные таблицы, утвержденные в установленном порядке.

До выполнения индивидуальной градуировки допускается определять вместимость по "Таблицам калибровки железнодорожных цистерн" (изд. 1980 г.), составленным расчетным методом по чертежам на каждый тип цистерны.

12.19. При учетно-расчетных операциях должны применяться следующие средства измерений и оборудование:

рулетки с грузом 2-го и 3-го классов точности по ГОСТ 7502-80;

метроштоки раздвижные типа МШР и составные типа МШС по ГОСТ 18987-73;

уровнемеры по ГОСТ 15983-81;

ареометры стеклянные типа АН или АНТ-Т по ГОСТ 18481-81;

термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-52-Б 1-1 ГОСТ 215-73;

сниженные пробоотборники по ГОСТ 13196-77;

ручные пробоотборники по ГОСТ 2517-80;

счетчики жидкости, допущенные к применению Госстандартом;

автоматические измерители плотности (АИП), допущенные к применению Госстандартом;

весы настольные с пределами взвешивания 5 - 20 кг; товарные общего назначения с пределом взвешивания до 3000 кг; автомобильные стационарные и передвижные общего назначения грузоподъемностью 10 - 30 т в зависимости от типа по соответствующим стандартам;

вагонные весы по ГОСТ 8.424-81.

12.20. При учетно-расчетных операциях запрещается пользоваться средствами измерений, не прошедшими госиспытания или аттестацию в органах Госстандарта в соответствии с ГОСТ 8.001-80 или ГОСТ 8.326-78.

Средства измерений должны периодически поверяться в соответствии со сроками, указанными в Приложении 12.

12.21. Метрологическая служба территориальных и областных управлений и комитетов должна разрабатывать планы внедрения средств и методик выполнения измерений, испытания и контроля, отвечающих современным требованиям науки и производства.

12.22. Методическое руководство метрологическими службами управлений и нефтебаз осуществляют Головные базовые организации метрологической службы Госкомнефтепродукта СССР.

13. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ, ОХРАНЫ ТРУДА

И ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

13.1. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ТРУДА

13.1.1. Техника безопасности определяет систему организационных мероприятий и технических средств, предотвращающих воздействие на работающих производственных факторов.

Охрана труда определяет систему законодательных актов, социально-экономических, организационных, технических, гигиенических и лечебно-профилактических мероприятий и средств, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда.

13.1.2. Ряд технологических процессов на нефтебазах сопровождается выделением паров нефти и нефтепродуктов в воздушную среду производственных помещений.

Для правильной организации работы по защите воздушной среды производственных помещений и создания нормальных условий труда необходимо выявить источники вредных выбросов, провести их паспортизацию, оценить количество и качество.

13.1.3. Физически опасные и вредные производственные факторы, возникающие при движении машин, механизмов, оборудования, должны выявляться непосредственно на действующих объектах, а определение требований безопасности труда к ним должно соответствовать ГОСТ 12.2.003-74 (Прил. 1, п. 9).

13.1.4. Оценку параметров условий труда на станках по обработке металла (ограждений опасных мест, усилий на рычагах и педалях управления, шума, вибрации и т.п.) следует производить сравнением фактических величин, полученных при измерениях, с требованиями ГОСТ 12.2.009-7 (Прил. 1, п. 134).

13.1.5. Допустимые уровни шума на рабочих местах, общие требования к шумовым характеристикам машин, механизмов, средств транспорта и другого оборудования должны определяться согласно ГОСТ 12.1.003-83 (Прил. 1, п. 9).

13.1.6. Производственное оборудование, машины и агрегаты, передающие вибрацию на рабочие места, следует устанавливать таким образом, чтобы на рабочих местах вибрация соответствовала требованиям санитарных норм проектирования промышленных предприятий СН 245-71 (Прил. 1, п. 78).

По характеру воздействия на организм человека различают вибрацию, передаваемую на руки работающего и на рабочее место.

Средства измерения и контроля вибрации на рабочих местах должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.4.012-83 (Прил. 1, п. 132).

13.1.7. Санитарно-гигиенические требования к температуре, влажности, барометрическому давлению, скорости движения воздуха и содержание вредных веществ (загазованности) в воздухе рабочей зоны производственных помещений и открытых площадках должны соответствовать ГОСТ 12.1.005-76 (Прил. 1, п. 11). Рабочей зоной считается пространство высотой 2 м над уровнем пола или площадки, на которой находятся места постоянного или временного пребывания работающих.

13.1.8. Санитарно-техническое состояние (метеорологические условия, загазованность, шум, вибрация, освещенность) участков и рабочих мест должно быть отражено в паспорте санитарно-технического состояния нефтебазы.

13.1.9. Работники должны проходить предварительный медицинский осмотр согласно Приказу Министерства здравоохранения СССР от 30 мая 1969 г. N 400 в сроки, определенные лечебным учреждением, обслуживающим предприятие, по согласованию с профсоюзной организацией и администрацией нефтебазы.

13.1.10. Администрация нефтебазы должна обеспечить соответствие допуска людей к участию в производственных процессах, режима труда персонала действующим правилам, положениям и нормам по охране труда; организацию труда работающих с учетом приведения действующего производственного оборудования и производственных процессов в соответствии с требованиями ССБТ, Государственных и отраслевых стандартов, технических условий, нормативно-технической документации и настоящих Правил.

13.1.11. Требования безопасности к технологическим процессам должны быть разработаны в виде технологической документации согласно ГОСТ 12.3.002-75, предусматривающей: размещение, устройство и порядок обслуживания оборудования, сооружений и трубопроводных коммуникаций; нормализацию воздушной среды в рабочей зоне работающих (загазованности, освещенности, метеофакторов и т.д.); средства механизации; систему контроля и управления технологическим процессом, обеспечивающую защиту работающих и аварийное отключение производственного оборудования; рациональную организацию труда и отдыха с целью профилактики монотонности, а также тяжести труда; герметизацию оборудования; обеспечение защитными средствами работающих.

13.1.12. Электробезопасность определяет систему организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного опасного воздействия электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля, теплового, светового излучений и статического электричества.

13.1.13. Электробезопасность должна обеспечиваться согласно ГОСТ 2.1.019-79 (Прил. 1, п. 16); "Правилам устройства электроустановок"; "Правилам технической эксплуатации электроустановок потребителей и правилам техники безопасности электроустановок потребителей"; "Правилам технической эксплуатации электрических станций, подстанций и сетей"; настоящим Правилам.

13.1.14. Инженерно-технические работники, отвечающие за производство работ, обязаны строго выполнять нормы и инструкции по технике безопасности и производственной санитарии и требовать их выполнения от своих подчиненных.

13.2. ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

13.2.1. Пожарная безопасность нефтебазы регламентируется ГОСТ 12.1.004-76 (Прил. 1, п. 10); Строительными нормами и правилами; "Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР"; инструкциями по обеспечению пожарной безопасности на отдельных объектах.

13.2.2. Пожарная безопасность на нефтебазе должна обеспечиваться системой предотвращения пожара и пожарной защиты.

Система предотвращения пожара - комплекс организационных мероприятий и технических средств, направленных на исключение возможности возникновения пожара.

Система пожарной защиты - комплекс организационных мероприятий и технических средств, направленных на предотвращение воздействия на людей опасных факторов пожара и ограничение материального ущерба от него.

13.2.3. Системы предотвращения пожара и пожарной защиты должны разрабатываться по каждому конкретному объекту согласно ГОСТ 12.1.004-76 (Прил. 1, п. 10).

13.2.4. Требования к пожарной безопасности на отдельных объектах должны содержать: данные о специфике пожарной опасности; нормы и правила пожарной безопасности в связи со спецификой пожарной опасности; конкретные способы предотвращения пожара и пожарной защиты; вид, количество технических средств предотвращения пожара и пожарной защиты и требования к их исполнению; организационные мероприятия по предотвращению пожара и пожарной защиты.

13.2.5. Для каждого цеха, установки, производственного участка должны быть разработаны инструкции с учетом специфики производства и пожарной безопасности.

13.2.6. Инструкции по пожарной безопасности цехов, установок, производственных участков (лабораторий, складов) должны содержать:

оценку пожаровзрывоопасности нефтепродуктов, применяемых материалов, а также процесса производства;

требования пожарной безопасности, которые должны выполняться работающими;

специальные требования и мероприятия для особо опасных участков производства;

правила остановки технологического оборудования и вызова пожарной охраны в случае пожара или аварии;

обязанности работников при возникновении пожара;

способы приведения в действие средств пожаротушения;

требования к содержанию территории, в том числе подъездов к зданиям, сооружениям, противопожарным резервуарам и пожарным гидрантам;

указание мест, где курение и применение открытого огня запрещено, а также места, где курение разрешено.

13.2.7. Производственные процессы (включая транспортирование и хранение), в которых участвуют вещества, способные образовывать взрывоопасную среду, на действующих объектах должны выполняться в соответствии с требованиями по обеспечению взрывоопасности согласно ГОСТ 12.1.010-76 (Прил. 1, п. 13); ГОСТ 12.1.017-80 (Прил. 1, п. 20); классификации взрывоопасных смесей по ГОСТ 12.1.011-78; классификация производств предприятий Госкомнефтепродукта СССР по взрывопожарной и пожарной опасностям; классификации взрывоопасных и пожароопасных зон.

13.2.8. В производственных процессах с целью обеспечения взрывобезопасности следует контролировать параметры взрывоопасных исходных веществ; технологический режим; состав воздуха производственных помещений; состояние технологического и электрического оборудования.

13.2.9. На каждом производственном здании должны быть обозначены категории производств по взрыво- и пожарной опасности и классы (зоны) по ПУЭ в соответствии с классификацией.

В местах, запрещающих применение открытого огня и других опасностей, должны быть надписи и знаки, выполненные согласно ГОСТ 12.4.026-76 (Прил. 1, п. 133).

13.2.10. Для каждой категории эксплуатационных и ремонтных работников администрация нефтебазы с учетом местных условий должна разработать инструкции, определяющие круг служебных обязанностей работников, порядок проведения основных технологических операций, ремонтных и аварийных работ и необходимые мероприятия по технике безопасности и пожарной безопасности.

14. АВАРИЙНЫЙ ЗАПАС МАТЕРИАЛОВ И ОБОРУДОВАНИЯ

14.1. На нефтебазах прием, налив и отпуск нефтепродуктов связан с работой транспорта, что требует в большинстве случаев круглосуточного обслуживания соответствующих сооружений и оборудования, бесперебойного снабжения энергией, а также ликвидации возникающих аварийных ситуаций, связанных с климатическими условиями (штормовой погодой, ледоходом на реках, пропуском паводковых вод и др.).

14.2. В целях обеспечения надежной работы действующих объектов администрация нефтебазы обязана:

обеспечить аварийный запас воды, топлива, позволяющих в аварийных ситуациях эксплуатировать теплосиловые установки (паровые котлы, двигатели и т.д.);

обеспечить заправку топливом и маслом транспортных и механических средств, работающих по устранению аварий;

при авариях или других повреждениях, приведших к выводу из строя источников электроэнергии (трансформаторной подстанции, сети электропередачи и т.д.), предусмотреть возможность получения электроэнергии для обеспечения непрерывной работы оборудования по технологическому циклу и аварийного освещения.

14.3. Аварийный запас топлива и воды для паровых котлов необходимо предусматривать в расходных дежурных баках, установленных непосредственно в котельной, и резервуарах с учетом обеспечения расхода топлива в объеме суточной потребности котельной.

14.4. На нефтебазе необходимо предусматривать соответствующие места хранения аварийного запаса нефтепродуктов для обеспечения работ, выполняемых по ликвидации аварий.

14.5. Администрация нефтебазы должна разработать и утвердить в установленном порядке план ликвидации аварийных ситуаций и аварий на действующих основных объектах, предусматривающий:

вид и место возможной аварии, условия, опасные для людей и окружающей среды;

расчет количества выхода нефтепродуктов с поврежденного участка и мероприятия по эвакуации людей и охране окружающей среды;

локализацию выхода нефтепродуктов, отключение поврежденного участка, ликвидацию аварии;

мероприятия по тушению нефтепродуктов в случае их загорания;

места нахождения служб и средств для ликвидации аварий;

распределение обязанностей между руководителями и отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварий;

список должностных лиц и учреждений, которые должны быть извещены об аварии, и порядок извещения.

14.6. Согласно местным климатическим условиям (в периоды ледохода на реках, пропуска паводковых вод и др.) и технологическим требованиям (оснащенности средств для выполнения ремонтных работ в аварийных ситуациях), на нефтебазах должен быть предусмотрен аварийный запас материалов и оборудования: для борьбы с паводковыми водами необходимо заготовить запас инструмента и инвентаря в соответствии с требованиями настоящих Правил; для ликвидации аварий на технологических трубопроводах, водопроводах должно быть организовано хранение аварийного запаса труб, резинотканевых рукавов, фланцев, болтов, прокладочного материала и т.д.

14.7. На действующих пожарных насосных станциях водоснабжения должны быть установлены насосы с приводом от двигателей электрических и внутреннего сгорания, что обеспечивает аварийный резерв оборудования, необходимый для тушения пожаров в случаях их возникновения.

Обслуживающий персонал насосных станций обязан содержать в эксплуатационной готовности насосные агрегаты, соответствующие трубопроводные коммуникации.

14.8. Согласно основным положениям пожарной безопасности, техники безопасности, на действующих объектах необходимо предусматривать аварийную вентиляцию в производственных помещениях, в которых возможно внезапное поступление в воздух больших количеств вредных или взрывоопасных веществ.

14.9. Аварийная вентиляция, установленная в производственных помещениях действующих объектов, должна отвечать требованиям СНиП II-33-75 (раздел "Аварийная вентиляция"); быть укомплектована вентиляторами во взрывозащищенном исполнении, отвечающими требованиям ПУЭ-76 (см. Прил. 1, п. п. 84, 90); иметь соответствующие устройства, позволяющие автоматически включаться при остановке основных вентиляторов.

Резервные вентиляторы и устройства автоматики должны содержаться в эксплуатационной готовности.

14.10. Согласно требованиям Госгортехнадзора СССР, в действующих котельных должен быть создан аварийный запас оборудования (насосов, инжекторов), обеспечивающего питание водой паровых котлов в случаях отказа одного из источников энергии (пара или электроэнергии).

14.11. Администрация нефтебазы с учетом практики работы оборудования и соответствующих нормативов запаса деталей, материалов, разработанных и утвержденных в установленном порядке, должна предусматривать аварийный запас сменных деталей оборудования (насосов, электродвигателей, двигателей и т.д.), быстро изнашивающихся в процессе их эксплуатации; материалов (труб, рукавов, листового и профильного металла, прокладочного материала и т.д.), позволяющих выполнять работы в аварийных ситуациях; откачивающих средства (при авариях нефтепродуктопроводов и водопроводов); средств, позволяющих улавливать и собирать нефтепродукт, разлившийся в районе водной акватории причалов в результате аварий во время приема и погрузки судов (боны и другие улавливающие средства).

14.12. Оборудование, устройства, материалы, предназначенные для выполнения аварийных работ, должны храниться в установленных местах и выдаваться по разрешению администрации нефтебазы.

Приложение 1

ПЕРЕЧЕНЬ

ДЕЙСТВУЮЩИХ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ,

СВЯЗАННЫХ С ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ НЕФТЕБАЗ

1. ГОСТ 8.001-80. ГСИ. "Организация и порядок проведения государственных испытаний средств измерений".

2. ГОСТ 8.002-71. ГСИ. "Организация и порядок проведения поверки, ревизии и экспертизы средства измерения".

3. ГОСТ 8.326-78. ГСИ. "Метрологическое обеспечение разработки, изготовления и эксплуатации нестандартизированных средств измерений".

4. ГОСТ 8.346-79 "Резервуары стальные горизонтальные. Методы и средства поверки".

5. ГОСТ 8.378-80. ГСИ. "Нефть и нефтепродукты. Норма точности определения массы в резервуарах при учетно-расчетных операциях".

6. ГОСТ 8.380-80. ГСИ. "Резервуары стальные вертикальные цилиндрические вместимостью 100 - 50000 куб. м. Методы и средства поверки".

7. ГОСТ 8.424-81. ГСИ. "Масса народнохозяйственных грузов, перевозимых по железной дороге. Методика выполнения измерений".

8. ГОСТ 12.0.001-82. ССБТ. "Основные положения".

9. ГОСТ 12.0.003-74. ССБТ. "Опасные и вредные производственные факторы".

10. ГОСТ 12.1.004-76. ССБТ. "Пожарная безопасность. Общие требования".

11. ГОСТ 12.1.005-76. ССБТ. "Воздух рабочей зоны. Общие санитарно-гигиенические требования".

12. ГОСТ 12.1.007-76. ССБТ. "Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности".

13. ГОСТ 12.1.010-76. ССБТ. "Взрывобезопасность".

14. ГОСТ 12.1.013-78 "Строительство. Электробезопасность".

15. ГОСТ 12.1.018-79. ССБТ. "Статическое электричество. Искробезопасность. Общие требования".

16. ГОСТ 12.1.019-79. ССБТ. "Электробезопасность. Общие требования".

17. ГОСТ 12.1.011-78. ССБТ. "Смеси взрывоопасные. Классификация".

18. ГОСТ 12.2.007.13-75. ССБТ. "Изделия светотехнические".

19. ГОСТ 12.2.007.14-75. ССБТ. "Кабели и кабельная арматура".

20. ГОСТ 12.1.017-80. ССБТ. "Пожаровзрывобезопасность нефтепродуктов и химических органических продуктов. Номенклатура показателей".

21. ГОСТ 12.1.018-79. ССБТ. "Статическое электричество. Искробезопасность. Общие требования".

22. ГОСТ 12.1.029-80. ССБТ. "Средства и методы защиты от шума. Классификация".

23. ГОСТ 12.2.007-75. ССБТ. "Изделия электротехнические. Общие требования безопасности".

24. ГОСТ 12.2.020-76. ССБТ. "Электрооборудование взрывозащищенное. Термины и определения. Классификация. Маркировка".

25. ГОСТ 12.2.032-78. ССБТ. "Рабочее место при выполнении работ сидя. Общие эргономические требования".

26. ГОСТ 12.2.033-78. ССБТ. "Рабочее место при выполнении работ стоя. Общие эргономические требования".

27. ГОСТ 12.2.044-80. ССБТ. "Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности".

28. ГОСТ 12.3.002-75. ССБТ. "Процессы производственные. Общие требования безопасности".

29. ГОСТ 12.3.006-75. ССБТ. "Эксплуатация водопроводных и канализационных сооружений и сетей. Общие требования безопасности".

30. ГОСТ 12.3.010-82. ССБТ. "Тара производственная. Общие требования безопасности при эксплуатации".

ГОСТ 12.3.025-80. ССБТ. "Обработка металлов резанием".

31. "Особые условия поставки нефтепродуктов предприятиями-изготовителями нефтеснабсбытовым организациям", утвержденные Постановлением Госснаба и Госарбитража СССР от 06.03.75 N 18/104.

32. ГОСТ 12.4.021-75. ССБТ. "Системы вентиляционные. Общие требования".

33. ГОСТ 17.2.3.02-78 "Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленных предприятий".

34. ГОСТ 215-73 "Термометры ртутные стеклянные лабораторные. Технические условия".

35. ГОСТ 1510-84 (СТ СЭВ 1415-78) "Нефть и нефтепродукты. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение".

36. ГОСТ 2477-65 "Нефтепродукты. Метод определения содержания воды".

37. ГОСТ 2517-80 "Нефть и нефтепродукты. Отбор проб".

38. ГОСТ 3900-47 "Нефтепродукты. Методы определения плотности".

39. "Инструкция о порядке списания пришедших в негодность оборудования, хозяйственного инвентаря и другого имущества, числящегося в составе основных фондов предприятий и организаций системы Госкомнефтепродукта СССР".

40. ГОСТ 4630-80 "Оборудование вертикальных цилиндрических резервуаров для нефтепродуктов. Клапаны предохранительные с разрывающей мембраной".

41. ГОСТ 5264-80 "Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры".

42. ГОСТ 6370-83 "Нефтепродукты и присадки. Метод определения содержания механических примесей".

43. ГОСТ 7502-80 "Рулетки измерительные металлические. Технические условия".

44. ГОСТ 8713-79 "Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры".

45. ГОСТ 9238-83 "Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог колеи 1520 мм".

46. ГОСТ 13196-77 "Пробоотборники стационарные для резервуаров с нефтью и нефтепродуктами. Типы и основные параметры. Общие технические требования".

47. ГОСТ 14771-76 "Дуговая сварка в защитном газе. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры".

48. ГОСТ 15846-79 "Продукция, отправляемая в районы Крайнего Севера и труднодоступные районы. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение".

49. ГОСТ 15983-81 "Уровнемеры и датчики уровня промышленного применения ГСП. Общие технические требования".

50. ГОСТ 18481-81 "Ареометры и цилиндры стеклянные. Технические условия".

51. ГОСТ 18987-73 "Метрошток для измерения уровня нефтепродуктов в транспортных и стационарных емкостях".

52. ГОСТ 19433-81 "Грузы опасные. Классификация. Знаки опасности".

53. ГОСТ 19762-81 "Автоматизированные системы налива и слива морских, речных и озерных судов. Стендеры. Типы. Основные параметры и размеры. Общие технические требования".

54. ГОСТ 20772-81 "Устройства присоединительные для технических средств заправки, перекачки, слива-налива, транспортирования и хранения нефти и нефтепродуктов. Типы. Основные параметры и размеры. Общие технические требования".

55. ГОСТ 21046-81 "Нефтепродукты отработанные. Общие технические условия".

56. ГОСТ 21130-75 "Изделия электротехнические. Зажимы заземляющие и знаки заземления".

57. ГОСТ 21534-76 "Нефть. Методы определения содержания хлористых солей".

58. ГОСТ 21929-76 "Транспортирование грузов пакетами. Общие требования".

59. ГОСТ 23097-78 "Оборудование вертикальных цилиндрических резервуаров. Клапаны дыхательные. Технические условия".

60. ГОСТ 23676-79 "Весы для статического взвешивания. Пределы взвешивания. Метрологические параметры".

61. ГОСТ 25812-83 "Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии".

62. СНиП II-36-73 "Нормы проектирования. Тепловые сети".

63. СНиП II-4-79 "Нормы проектирования. Естественное и искусственное освещение".

64. СНиП II-30-76 "Нормы проектирования. Внутренний водопровод и канализация зданий".

65. СНиП II-31-74 "Нормы проектирования. Водоснабжение. Наружные сети и сооружения".

66. СНиП II-32-74 "Нормы проектирования. Канализация. Наружные сети и сооружения".

67. СНиП II-33-75 "Нормы проектирования. Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха".

68. СНиП II-35-76 "Нормы проектирования. Котельные установки".

69. СНиП II-36-73 "Нормы проектирования. Тепловые сети".

70. СНиП II-45-75 "Нормы проектирования. Магистральные трубопроводы".

71. СНиП II-89-80 "Нормы проектирования. Генеральные планы промышленных предприятий".

72. СНиП II-45-75 "Нормы проектирования. Магистральные трубопроводы".

73. СНиП II-104-76 "Нормы проектирования. Складские здания и сооружения общего назначения".

74. СНиП II-93-74 "Нормы проектирования. Предприятия по обслуживанию автомобилей".

75. СНиП II-106-79 "Нормы проектирования. Склады нефти и нефтепродуктов".

76. СНиП III-18-75 "Организация, производство и приемка работ. Металлические конструкции".

77. СНиП III-28-75 "Организация, производство и приемка работ. Санитарно-техническое оборудование зданий и сооружений".

78. СН 245-71 "Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий".

79. СН 305-77 "Инструкция по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений".

80. СН 102-76 "Инструкция по устройству сетей заземления и зануления в электроустановках".

81. СН 527-80 "Инструкция по проектированию технологических стальных

трубопроводов p до 10 МПа", утверждена Госстроем СССР 04.08.80 N 130.

82. "Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением", утвержденные Госгортехнадзором СССР 19 мая 1970 г.

83. "Правила устройства электроустановок". Разд. I. Общие правила. Гл. 1, I-1-7.

84. "Правила устройства электроустановок". Разд. I. Общие правила. Гл. I-8. Объем и нормы приемо-сдаточных испытаний электрооборудования". М., Атомиздат, 1977.

85. "Правила устройства электроустановок". Изд. 5-е. Разд. II. Канализация электроэнергии. Гл. II-1. Электропроводники. Гл. II-2. Токопроводы напряжением до 35 кВ. Гл. II-5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1000 В. М., Атомиздат, 1978.

86. "Правила устройства электроустановок". Изд. 5-е. Разд. II. Канализация электроэнергии. Гл. II-3. Кабельные линии напряжением до 220 кВ. Гл. II-4. Воздушные линии электропередачи напряжением до 1000 В. Разд. VI. Электрическое освещение. М., Атомиздат, 1977.

87. "Правила устройства электроустановок". Разд. III. Защита и автоматика. Гл. III-2. Релейная защита. Гл. III-3. Автоматика и телемеханика. Гл. III-4. Вторичные цепи. М., Энергоиздат, 1981.

88. "Правила устройства электроустановок". Разд. IV. Распределительные устройства и подстанции. М., Атомиздат, 1978.

89. "Правила устройства электроустановок". Изд. 5-е. Разд. V. Электросиловые установки. М., Атомиздат, 1977.

90. "Правила устройства электроустановок". Разд. VII. Электрооборудование специальных установок. Изд. 5-е. М., Атомиздат, 1980.

91. "Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей". Днепропетровск, Проминь, 1977.

92. "Типовая инструкция для персонала котельных", утвержденная Госгортехнадзором РСФСР 8 мая 1969 г.

93. "Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов", утвержденные Госгортехнадзором СССР 30.08.66 с изменениями и дополнениями, утвержденные Госгортехнадзором 11.07.72.

94. "Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды", утверждены Госгортехнадзором СССР 10.03.70.

95. "Правила технической эксплуатации металлических резервуаров и инструкции по их ремонту", утверждены Госкомнефтепродуктом РСФСР 20.11.75 и распространены распоряжением Госкомнефтепродукта СССР на предприятия Госкомнефтепродукта СССР.

96. "Правила пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР", утверждены Госкомнефтепродуктом СССР 29.07.83.

97. "Правила технической эксплуатации автозаправочных станций", утверждены Госкомнефтепродуктом РСФСР 15.04.81 и распространены распоряжением Госкомнефтепродукта СССР на предприятия Госкомнефтепродукта СССР.

98. "Правила защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности", утверждены Министерством нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности СССР 31 января 1972 г.

99. "Руководящие указания по эксплуатации, ремонту и отбраковке технологических трубопроводов с давлением до 100 кгс/кв. см", РУ-75, утверждены Министерством нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР, 1975.

100. "Общие правила перевозок грузов, пассажиров и багажа по морским путям сообщения на судах Министерства морского флота 4-М", "Морской транспорт". М., 1963.

101. "Временная отраслевая методика нормирования выбросов вредных веществ в атмосферу на предприятиях Госкомнефтепродукта СССР", утверждена Госкомнефтепродуктом СССР 19 октября 1982 г.

102. "Правила охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами", утверждены Минздравом СССР, Минрыбхозом СССР, Министерством мелиорации и водного хозяйства СССР 16.05.74. М., 1974. 51 с.

103. "Инструкция по эксплуатации очистных сооружений нефтебаз, наливных пунктов, перекачивающих станций и АЗС". В кн. "Правила и инструкции по технической эксплуатации металлических резервуаров и очистных сооружений". М., Недра, 1977.

104. "Методические указания по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод", утверждены Госкомнефтепродуктом РСФСР 15.11.77.

105. "Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов" РД 39-30-114-78. М., Недра, 1979.

106. "Правила перевозки грузов", ч. 2, изданные в соответствии с Уставом железных дорог Союза ССР (с изменениями и дополнениями на 1 января 1983 г.). М., Транспорт, 1975.

107. "Правила перевозки грузов", ч. 1, 2, изданные в соответствии с Уставом внутреннего водного транспорта Союза ССР (с изменениями и дополнениями на 1 июня 1979 г.). М., Транспорт, 1979.

108. "Справочник по охране труда и технике безопасности в химической промышленности, под ред. Пряникова". М., Химия, 1971.

109. РД 50-190-80 "Методические указания. Государственный надзор за состоянием измерений нефтепродуктов. Организация и порядок проведения".

110. РД 50-156-79 "Методические указания. Определение вместимости и градуировка железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до 30000 куб. м геометрическим методом".

111. "Правила 14-49 о порядке утверждения местными органами Комитета калибровочных таблиц береговых резервуаров для нефти и нефтепродуктов, принимаемых и сдаваемых на перевалочных базах при перевозке водным транспортом".

112. "Методика по определению норм расхода топлива, тепловой и электрической энергии на нефтебазах Госкомнефтепродукта СССР", утвержденная Госкомнефтепродуктом СССР 6 декабря 1983 г. М., 1983.

113. "Руководство по обследованию и комплексной дефектоскопии резервуаров объемом 1000 - 50000 куб. м и указания по оценке их технического состояния", утверждено Миннефтепромом.

114. "Положение об организации работы по охране труда и технике безопасности на предприятиях и в организациях Госкомнефтепродукта СССР и ЦК профсоюза рабочих химической и нефтехимической промышленности" от 30.12.82, N 15/14.

115. "Положение о порядке обучения и проверки знаний по охране труда рабочих, служащих и инженерно-технических работников предприятий и организаций Госкомнефтепродукта СССР", утвержденное Госкомнефтепродуктом СССР 9 сентября 1983 г.

116. "Положение о порядке проверки знаний правил, норм и инструкций по технике безопасности руководящими и инженерно-техническими работниками управлений, предприятий и организаций Госкомнефтепродукта СССР", утвержденное совместным Постановлением Госкомнефтепродукта СССР и ЦК профсоюза рабочих химической и нефтехимической промышленности от 23 июня 1983 г. N 10/21.

117. "Правила по технике безопасности и промышленной санитарии при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций". М., Химия, 1970. (В настоящее время пересматриваются).

118. Инструкция по учету поступления и расходования горюче-смазочных материалов и единых талонов на отпуск нефтепродуктов на предприятиях, колхозах и совхозах. М., 1984.

119. "Типовой паспорт санитарно-технического состояния производственных объектов Госкомнефтепродукта РСФСР", утвержденный Приказом-постановлением Госкомнефтепродукта РСФСР и ЦК профсоюза рабочих нефтяной, химической и газовой промышленности 4 сентября 1975 г. N 174-95.

120. "Временная методика по определению выбросов в атмосферу на предприятиях Госкомнефтепродукта СССР", утвержденная Госкомнефтепродуктом СССР 6 мая 1983 г.

121. "Инструкция о порядке приемки продукции производственно-технического назначения и товаров народного потребления по количеству N П-6", утвержденная Госарбитражем СССР 15.06.65.

122. "Положение о поставках продукции производственно-технического назначения N 161", утвержденное Постановлением Совета Министров СССР от 10.02.81.

123. "Основные положения по инвентаризации основных средств, товарно-материальных ценностей, денежных средств и расчетов", письмо Минфина N 179 от 30.12.82.

124. "Положение о бухгалтерских отчетах и балансах", утвержденное Постановлением Совета Министров СССР N 633 от 29 июня 1979 г.

125. "Положение о метрологической службе Государственного комитета СССР по обеспечению нефтепродуктами", утвержденное Госкомнефтепродуктом СССР 29.09.83.

126. ГОСТ 12.3.009-76. ССБТ. "Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности".

127. ГОСТ 12.3.020-80. ССБТ. "Процессы перемещения грузов на предприятиях. Общие требования безопасности".

128. ГОСТ 12.4.001-80. ССБТ. "Очки защитные. Термины и определения".

129. ГОСТ 12.4.068-79. ССБТ. "Средства дерматологические защитные. Классификация. Общие технические требования".

130. СНиП II-92-76 "Вспомогательные здания и сооружения промышленных предприятий".

131. СНиП III-31-78 "Строительные нормы и правила".

132. ГОСТ 12.4.012-83. ССБТ. "Вибрация. Средства измерения и контроля вибрации на рабочих местах. Технические требования".

133. 12.4.026-76. ССБТ. "Цвета сигнальные и знаки безопасности".

134. 12.2.009-80. ССБТ. "Станки металлообрабатывающие. Общие требования безопасности".

135. 12.1.003-83. ССБТ. "Шум. Общие требования безопасности".

136. 12.2.012-75. ССБТ. "Приспособления по обеспечению безопасного производства работ. Общие требования".

Приложение 2

(к п. 1.12)

Госкомнефтепродукт ______________ Форма N -НП

______________________ Управление Утверждена

Госкомнефтепродуктом СССР

"___" ___________ 19__ г.

N _____

ЖУРНАЛ

ОСМОТРОВ И РЕМОНТОВ СООРУЖЕНИЙ И ЗДАНИЙ

по _____________________ нефтебазе

за 19__ г.

Начат _________________ 19__ г.

Окончен _______________ 19__ г.

Объект	Дата осмотра	Перечень выявленных дефектов	Запланированные мероприятия для устранения выявленных дефектов	Сроки выполнения мероприятий	Дата, подпись ответственного лица

Объект	Даты фактического выполнения мероприятий	Подпись ответст- венного лица	Результаты проверок контролирующих лиц руководящего состава	Дата, должность и роспись контролирующего лица	Примеча- ние

Приложение 3

(к п. 5.1.10)

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА РЕЗЕРВУАРА

┌─────────────────────────────────────────────────────┬──────────┐

│ Наименования │ Данные │

├─────────────────────────────────────────────────────┼──────────┤

│Номер резервуара по технологической схеме │ │

│Объем резервуара, куб. м │ │

│Высота резервуара, м │ │

│Базовая высота резервуара, м │ │

│Диаметр резервуара, м │ │

│Максимальный уровень продукта в резервуаре, см │ │

│Минимальный уровень продукта в резервуаре, см │ │

│Тип и число дыхательных клапанов │ │

│Максимальная производительность наполнения и │ │

│опорожнения резервуара, куб. м/ч │ │

│Максимально и минимально допустимые высоты уровня при│ │

│включенных подогревателях, см │ │

│Высотный трафарет, см │ │

└─────────────────────────────────────────────────────┴──────────┘

Приложение 4

(к п. 5.1.11)

МАКСИМАЛЬНАЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НАПОЛНЕНИЯ

(ОПОРОЖНЕНИЯ) ВЕРТИКАЛЬНЫХ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ,

ИМЕЮЩИХ ДВА ПРИЕМО-РАЗДАТОЧНЫХ ПАТРУБКА

┌─────────────┬──────────────┬────────────────────────────────────────────┐

│ Вместимость │ Диаметр │ Максимальная производительность наполнения │

│ резервуара, │ приемо- │ (опорожнения), куб. м/ч │

│ куб. м │ раздаточного ├─────────────────────┬──────────────────────┤

│ │ патрубка, мм │легковоспламеняющиеся│ вязкие нефтепродукты │

│ │ │ нефтепродукты │ │

├─────────────┼──────────────┼─────────────────────┼──────────────────────┤

│100 │100 │70 │40 │

│ │150 │150 │100 │

│200 │100 │70 │40 │

│ │150 │150 │100 │

│300 │150 │150 │100 │

│ │200 │250 │170 │

│400 │150 │150 │100 │

│ │200 │250 │170 │

│700 │150 │150 │100 │

│ │200 │250 │170 │

│1000 │250 │450 │300 │

│ │350 │600 │400 │

│ │250 │450 │300 │

│2000 │300 │600 │400 │

│ │350 │850 │500 │

│ │250 │450 │300 │

│3000 │300 │600 │400 │

│ │350 │850 │500 │

│5000 │400 │1100 │700 │

│ │500 │1500 │1100 │

│ │400 │2000 │300 - 1200 │

│10000 │500 │3000 - 3500 │500 - 2000 │

│ │500 │3500 - 4000 │ │

│15000 │600 │5000 │ │

│ │500 │4000 │ │

│20000 │600 │5000 - 7000 │ │

└─────────────┴──────────────┴─────────────────────┴──────────────────────┘

Приложение 5

(к п. 5.3.11)

ЖУРНАЛ РАСПОРЯЖЕНИЙ (УКАЗАНИЙ) ПО ПОДГОТОВКЕ

К ПЕРЕКАЧКЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Дата и время	Содержание задания (распоряжения)	Задание выдано		Задание принято
Дата и время	Содержание задания (распоряжения)	фамилия, должность	подпись	фамилия, должность	подпись

Пояснения и указания по заполнению журнала

1. Журнал распоряжений (указаний) по подготовке к перекачке нефтепродуктов является внутренним документом нефтебазы.

2. Журнал ведется в одном экземпляре, пронумеровывается и скрепляется печатью. Количество листов в журнале заверяется подписью ответственного лица.

3. В журнале отражаются основные операции задания: время проведения выкачки (начало и окончание) или погрузки в транспортные емкости, внутрибазовых перекачек и др.

4. Пример заполнения журнала см. в продолжении.

ПРИМЕР ЗАПОЛНЕНИЯ ЖУРНАЛА

Дата и время	Содержание задания (распоряжения)	Задание выдано		Задание принято
Дата и время	Содержание задания (распоряжения)	фамилия, должность	подпись	фамилия, должность	подпись
15.05.85 21.30	Произвести выгрузку автобензина А-76 из танкера Волгонефть-117 с причала N 3 центробежным насосом 1ОНД-6x1 (N 2) по второму трубопроводу в резервуар РВС-5000 N 12	Гл. инженер Петров И.Н.	Петров	Ст. оператор цеха слива-налива Иванов Н.П.	Иванов

Приложение 6

(к п. 6.1.10)

ЖУРНАЛ ПО ПАРОПОДОГРЕВУ НЕФТЕПРОДУКТОВ

┌────────┬───────┬────────────┬─────┬─────────────┬────────┬──────────────┐

│Объект │Нефте- │Дата и время│Тип │ Температура │Давление│Должность, │

│(резер- │продукт├──────┬─────┤подо-│нефтепродукта│ пара, │фамилия и │

│вуар, │и его │начало│конец│грева│ в процессе │ p │подпись ответ-│

│цистерна│марка │подо- │подо-│ │подогрева, °C│ а │ственного за │

│и др.) │ │грева │грева│ │ │ │пароподогрев │

│и номер │ │ │ │ │ │ │ │

├────────┼───────┼──────┼─────┼─────┼─────────────┼────────┼──────────────┤

└────────┴───────┴──────┴─────┴─────┴─────────────┴────────┴──────────────┘

Пояснения и указания по заполнению журнала

1. Журнал по пароподогреву нефтепродуктов является внутренним документом нефтебазы.

3. В журнале отражаются сведения о параметрах пароподогрева нефтепродуктов.

4. Пример заполнения журнала см. в продолжении.

ПРИМЕР ЗАПОЛНЕНИЯ ЖУРНАЛА

┌────────┬────────┬─────────────────┬──────┬─────────┬───────┬────────────┐

│Объект │Нефте- │ Дата и время │Тип │Темпера- │Давле- │Должность, │

│(резер- │продукт ├────────┬────────┤подо- │тура │ние │фамилия и │

│вуар, │и его │начало │конец │грева-│нефтепро-│пара, │подпись │

│цистерна│марка │подо- │подо- │теля │дукта в │p │ответствен- │

│и др.) │ │грева │грева │ │процессе │ а │ного за │

│и номер │ │ │ │ │подо- │ │подогрев │

│ │ │ │ │ │грева, °C│ │ │

├────────┼────────┼────────┼────────┼──────┼─────────┼───────┼────────────┤

│Резер- │Мазут-40│25.12.85│ │ПТМП-4│ │ 5│ │

│вуар │ │9.00 │ │ │-10,0 │2 x 10 │Ст. оператор│

│N 5 │ │ │ │ │ │ 5│Иванов В.Г. │

│ │ │15.00 │ │ │0,0 │2 x 10 │ │

│ │ │ │ │ │ │ 5│ │

│ │ │21.00 │ │ │+12,0 │2 x 10 │ │

│ │ │ │ │ │ │ │ │

│ │ │26.12.85│ │ │ │ 5│ │

│ │ │3.00 │ │ │+25,0 │2 x 10 │ │

│ │ │ │ │ │ │ 5│ │

│ │ │9.00 │ │ │+40,0 │2 x 10 │ │

│ │ │ │ │ │ │ 5│ │

│ │ │15.00 │ │ │+50° │2 x 10 │ │

│ │ │ │25.12.85│ │ │ 5│ │

│ │ │ │16.00 │ │+50° │2 x 10 │ │

└────────┴────────┴────────┴────────┴──────┴─────────┴───────┴────────────┘

ЖУРНАЛ ЭЛЕКТРОПОДОГРЕВА НЕФТЕПРОДУКТОВ

Объект (резер- вуар, цистерна и др.) и номер	Нефте- продукт и его марка	Дата и время		Тип элек- тро- нагре- вателя	Темпе- ратура подо- грева- теля (обо- лочки), °C	Темпе- ратура нефте- продукта в про- цессе подогре- ва, °C	Номи- наль- ное сете- вое напря- жение, В	Сопро- тивле- ние изоля- ции подо- грева, МО	Долж- ность, фамилия и подпись ответст- венного за электро- подогрев
		начало подо- грева	конец подо- грева

Пояснения и указания по заполнению журнала

1. Журнал по электроподогреву нефтепродуктов является внутренним документом нефтебазы.

3. В журнале отражаются сведения о параметрах электроподогрева нефтепродуктов.

4. Не допускается нагрев электронагревательного устройства оболочки выше температуры, допустимой по паспорту.

5. Не допускается превышение напряжения питающей сети выше 10% от номинального.

6. Не допускается снижение сопротивления изоляции ниже 1 МОм в холодном состоянии и 0,5 МОм в горячем состоянии.

7. Пример заполнения журнала см. в продолжении.

ПРИМЕР ЗАПОЛНЕНИЯ ЖУРНАЛА

┌────────┬────────┬──────────────┬───────────┬───────┬──────┬───────┬──────┬────────┐

│Объект │Нефте- │ Дата и время │Тип │Темпе- │Темпе-│Номи- │Сопро-│Долж- │

│(резер- │продукт ├────────┬─────┤электро- │ратура │ратура│нальное│тив- │ность, │

│вуар, │и его │начало │конец│нагревателя│подо- │нефте-│сетевое│ление │фамилия │

│цистерна│марка │подо- │подо-│ │грева- │про- │напря- │изо- │и │

│и др.) │ │грева │грева│ │теля │дукта │жение, │ляции │подпись │

│и номер │ │ │ │ │(обо- │в про-│В │подо- │ответ- │

│ │ │ │ │ │лочки),│цессе │ │грева,│ствен- │

│ │ │ │ │ │°C │подо- │ │МОм │ного за │

│ │ │ │ │ │ │грева,│ │ │электро-│

│ │ │ │ │ │ │°C │ │ │подогрев│

├────────┼────────┼────────┼─────┼───────────┼───────┼──────┼───────┼──────┼────────┤

│Резер- │Мазут │15.01.86│ │ТЭН-123/456│300 │ │ │100 │ │

│вуар N 2│флотский│10.00 │ │ │ │0 │3800 │ │ │

│ │(ф-5) │11.00 │ │ │ │+5 │380 │ │ │

│ │ │12.00 │13.00│ │ │+40 │380 │ │ │

└────────┴────────┴────────┴─────┴───────────┴───────┴──────┴───────┴──────┴────────┘

Приложение 7

(к п. 6.1.10)

ЖУРНАЛ ОСМОТРА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И АРМАТУРЫ РЕЗЕРВУАРА

Дата осмотра	Объект осмотра	Результат осмотра (обнаруженные дефекты)	Выполнение работы по устранению дефектов	Дата устранения дефекта	Фамилия, должность лиц, выполнивших ремонт	Подпись ответст- венного лица

Пояснения и указания по заполнению журнала

1. Журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуара является внутренним документом нефтебазы.

3. В журнале отражаются результаты осмотра и устраняемые неисправности оборудования и арматуры резервуара.

4. Пример заполнения журнала см. в продолжении.

ПРИМЕР ЗАПОЛНЕНИЯ ЖУРНАЛА

Дата осмотра	Объект осмотра	Результаты осмотра (обнаруженные дефекты)	Выполнение работы по устранению дефектов	Дата устра- нения дефекта	Фамилия, должность лиц, вы- полнивших ремонт	Подпись ответст- венного лица
15.05.85	Резер- вуар N 17	Пропуск паров нефтепродукта из-за недос- татка жидкости в гидравличес- ком клапане	Заполнение гидравличес- кого клапана жидкостью до требуемого уровня	17.05.85	Ст. оператор	Иванова

Приложение 8

(к п. 7.1.60)

ТРЕБОВАНИЯ

К ВЫПОЛНЕНИЮ ЗАЧИСТКИ РЕЗЕРВУАРОВ И ВЕДЕНИЮ ОГНЕВЫХ

И РЕМОНТНЫХ РАБОТ В НИХ

1. Зачистка резервуаров должна производиться согласно "Правилам технической эксплуатации металлических резервуаров и инструкций по их ремонту".

2. В период зачистки проводятся контрольные анализы воздуха в резервуаре.

В случае увеличения концентрации вредных паров выше санитарных норм работы по зачистке прекращаются, а рабочие выводятся из опасной зоны.

Зачистка может быть продолжена только после выявления причин увеличения концентрации вредных паров, принятия мер по снижению концентрации паров до санитарных норм, после анализа воздуха и применения защитных средств, обеспечивающих безопасность работы.

Результаты анализа оформляются справкой (Прил. 5.1) результаты всех проведенных анализов паровоздушных смесей заносят в журнал учета анализов концентрации паров углеводородов и других газов в резервуарах и производственных помещениях (Прил. 5.2).

3. Зачистная бригада может приступить к работе внутри резервуара в присутствии ответственного лица по зачистке только после получения оформленного акта-разрешения, подписанного комиссией в составе главного инженера (директора), инженера по технике безопасности, инспектора по охране труда, представителя товарного цеха и работника пожарной охраны.

4. Дегазацию резервуаров допускается выполнять в соответствии с "Временной инструкцией по дегазации резервуаров от паров нефтепродуктов методом принудительной вентиляции", согласованной ГУПО МВД СССР и утвержденной Госкомнефтепродуктом РСФСР.

5. Ремонт в резервуарах оборудования и других устройств, связанный с применением огневых работ, должен выполняться в соответствии с требованиями "Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР".

6. Готовность зачищенного резервуара для проведения ремонта с ведением огневых работ должна быть оформлена актом (Прил. 5.4).

7. Главный инженер нефтебазы (директор) должен лично проверить выполнение мероприятий по подготовке резервуара к ремонту и дать заключение по акту (Прил. 5.3), в котором указывается ответственное за ремонт лицо, исполнители ремонта с ведением огневых работ. Анализ воздушной среды в местах проведения работ повторяется после перерыва в работе (обеденный и другие возможные перерывы).

8. Ремонт резервуара с ведением огневых работ может быть начат после получения разрешения главного инженера (директора) нефтебазы и ознакомления ремонтного персонала с правилами техники безопасности и пожарной безопасности. Получение разрешения на ремонт и ознакомление с правилами пожарной безопасности должно быть удостоверено подписью исполнителей.

Продолжение Приложения 8

(к п. 7.1.60)

Госкомнефтепродукт ______________ Форма N -НП

______________________ Управление Утверждена

Госкомнефтепродуктом СССР

_______________________ нефтебаза "__" ____________ 19__ г.

АЗС _____________________________ N __________

СПРАВКА N

АНАЛИЗА ВОЗДУХА В РЕЗЕРВУАРЕ

"__" ____________ 19__ г. в _______ ч ______ м.

На нефтебазе ________________________________ в резервуарах N _________

из-под ________________________ отобрана проба воздуха ____________________

__________________________________________________________________________,

(метод отбора, наименование и номер прибора)

анализ которого показал содержание паров углеводородов: по норме ____ мг/л,

фактически ________ мг/л; сероводорода: по норме _________ мг/л, фактически

______ мг/л; тетраэтилсвинца: по норме ______ мг/л, фактически ______ мг/л.

Справка выдана в ____________ ч ___________ "__" ______________ 19__ г.

Начальник лаборатории _____________________________

(подпись)

Лаборант __________________________________________

(подпись)

Продолжение Приложения 8

(к п. 7.1.61)

Госкомнефтепродукт ______________ Форма N -НП

______________________ Управление Утверждена

Госкомнефтепродуктом СССР

_______________________ нефтебаза "__" ____________ 19__ г.

N ____

ЖУРНАЛ

УЧЕТА АНАЛИЗОВ КОНЦЕНТРАЦИИ ПАРОВ УГЛЕВОДОРОДОВ

И ДРУГИХ ГАЗОВ В РЕЗЕРВУАРАХ И ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПОМЕЩЕНИЯХ

Начат ________________________ 19__ г.

Окончен ______________________ 19__ г.

Номер выданной справки, отобранной пробы и анализа	Дата и часы отбора пробы	Хранилище (здание), откуда отобрана проба	Место отбора пробы из хранилищ	Из-под какого нефте- продукта	Результат анализа (концентрация), мг/л
					паров угле- водородов	паров серо- водородов	паров ТЭС

Номер выданной справки, отобранной пробы и анализа	Метод проведения анализа, наимено- вание и номер прибора	Фамилия лаборанта, отбиравше- го пробу и проводив- шего анализ	Роспись лабо- ранта	Дата, часы выдачи справки	Должность и фамилия получив- шего справку	Роспись лица, полу- чившего справку	Приме- чание

Продолжение Приложения 8

(к п. 7.1.61)

Нефтебаза _________________________________________________________________

(наименование управления)

Утверждаю

Директор

_____________________

(подпись)

"__" _________19__ г.

АКТ

"__" _________________ 19__ г.

О готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ

Основание: ________________________________________________________________

(приказ, распоряжение и т.д.)

Составлен комиссией в составе:

Председатель: главный инженер нефтебазы ___________________________________

(фамилия, имя, отчество)

Члены комиссии:

Представитель товарно-транспортного цеха __________________________________

(должность, фамилия, имя, отчество)

Представитель пожарной охраны _____________________________________________

(должность, фамилия, имя, отчество)

Представитель ремонтного цеха _____________________________________________

(должность, фамилия, имя, отчество)

В период с ___________ по ________ комиссия провела проверку готовности

___________________________________________________________________________

(наименование резервуара)

к производству нижеследующего ремонта с ведением огневых работ:

___________________________________________________________________________

(перечислить работы, которые будут производиться)

___________________________________________________________________________

В процессе подготовки _________________________________________________

(наименование, номер резервуара)

к производству ремонта с ведением огневых работ выполнено:

1. Резервуар зачищен __________________________________________________

(указать качество зачистки

___________________________________________________________________________

и соответствие ее ведению огневых работ)

2. Соединены все трубопроводы с установкой диэлектрической прокладки:

поставлены металлические заглушки и составлена схема их установки, которая

приложена к разрешению (см. схему);

3. Произведен анализ воздуха для определения возможности ведения

огневых работ внутри резервуара ___________________________________________

(наименование, номер резервуара)

после отглушения всех трубопроводов (см. справку лаборатории N ____________

от

____________________).

дата

4. Все задвижки на соседних резервуарах и трубопроводах, водоспускные

краны, колодцы, канализации и узлы задвижек (во избежание загорания паров

нефтепродуктов) прикрыты войлоком (в жаркое время войлок смачивается

водой).

5. Подготовлены: пожарный инвентарь и средства пожаротушения (песок,

лопаты, кошма, огнетушители).

Председатель комиссии _________________________________________________

(подпись)

Члены комиссии:

Представитель пожарной охраны _________________________________________

(подпись)

Представитель товарно-транспортного цеха ______________________________

(подпись)

Представитель ремонтного цеха _________________________________________

(подпись)

Продолжение Приложения 8

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

главного инженера (директора) нефтебазы

Разрешаю производство ремонта _________________________________________

(наименование и номер резервуара)

С ведением огневых работ при строгом выполнении "Правил пожарной

безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР" и

"Правил по технике безопасности и промсанитарии при эксплуатации нефтебаз".

Ответственным за выполнение ремонта с ведением огневых работ назначаю

___________________________________________________________________________

(должность, фамилия, имя, отчество)

К производству ремонта с ведением огневых работ допускаются рабочие

___________________________________________________________________________

(должность, фамилия, имя, отчество)

Срок действия данного разрешения на огневые работы

с "__" ____________ 19__ г.

по "__" ____________ 19__ г.

Главный инженер (директор нефтебазы) ________________________

(подпись)

___________________________________________________________________________

(наименование и номер нефтебазы)

"__" ___________ 19__ г.

Разрешение на производство ремонта с ведением огневых работ получили и

с правилами пожарной безопасности и техники безопасности ознакомлены.

Ответственный исполнитель (подпись)

Рабочие (подпись)

"__" _________ 19__ г.

Приложение 9

(к п. 7.2.28)

ПАСПОРТ ТРУБОПРОВОДА

Наименование нефтебазы ______________________________ цех _________________

Наименование и назначение трубопровода ____________________________________

рабочая среда _____________________________________________________________

рабочие параметры: давление _________________ температура _________________

категория ________________

Наименование участка или обозначение по схеме	Наружный диаметр и толщина стенки, мм	Протяженность участков трубопровода, мм

перечень схем, чертежей и др. документов, предъявляемых при сдаче

трубопровода в эксплуатацию, предусмотренных СНиП III-31-78, Приложение 1,

п. 131, действующими Правилами, проектом. Данные о материалах, из которых

изготовлен трубопровод.

1. Сведения о трубах и листовом материале

Наименование элементов	Размеры ДНх	Марка стали	ГОСТ или ТУ

2. Сведения о фланцах и крепежных деталях

Наименование	Нормаль, ГОСТ, ТУ на фланцы	Условный проход, мм	Условное давление, МПа	Материал фланца
				марка стали	ГОСТ или ТУ

3. Сведения об арматуре и фасонных частях

Наимено- вание	Обозначение по каталогу	Условный проход, мм	Условное давление, МПа	Марка материала корпуса	ГОСТ или ТУ

Результаты испытания ______________________________________________________

(заносятся последние результаты при заполнении

паспорта)

Трубопровод испытан на прочность гидравлическим методом пробным давлением

____________ МПа

при давлении ______________ МПа трубопровод был осмотрен, причем обнаружено

___________________________________________________________________________

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Трубопровод изготовлен и смонтирован в соответствии с действующими Н и

ТУ и признан годным к работе ______________________________________________

Подпись директора нефтебазы

Лицо ответственное за безопасную эксплуатацию трубопровода.

Номер и дата приказа о назначении	Должность, фамилия, имя, отчество	Подпись ответственного

Записи о ремонте, ревизии и переустройстве трубопровода

Дата записи	Основание	Запись о выполненных ремонте, ревизии, переустройстве трубопровода

Запись результатов освидетельствования трубопровода

Дата	Результаты освидетельствования	Срок следующего освидетельствования	Подпись ответственных, производящих освидетельствование

Формуляр замера деталей трубопроводов

Первоначальный диаметр и толщина, мм	Отбрако- вочный размер, мм	Толщина по промеру, мм	Метод замера	Фамилия, имя, отчество проверяющего	Подпись	Приме- чания

При отсутствии требуемых документов из-за давности эксплуатации необходимо указать перечень схем, чертежей, документов, подтверждающих качество материалов, сварных швов, проведенных испытаний на прочность и плотность.

Приложение 10

(к п. 7.2.28)

ЖУРНАЛ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

Дата осмотра	Технологи- ческий трубопровод (участок) и номер по схеме	Результаты осмотра (обнару- женные дефекты)	Работы, выполнен- ные по устранению дефектов	Дата устранения дефекта	Фамилия и должность выполнивших работу	Подпись ответст- венного лица

Пояснения и указания по заполнению журнала

1. Журнал эксплуатации и ремонта технических трубопроводов является внутренним документом нефтебазы.

3. В журнале отражаются сведения о техническом состоянии при осмотре технологических трубопроводов и работах по ремонту.

4. Пример заполнения журнала см. в продолжении.

ПРИМЕР ЗАПОЛНЕНИЯ ЖУРНАЛА

Дата осмотра	Технологи- ческий трубопровод (участок) и номер по схеме	Результаты осмотра (обнару- женные дефекты)	Работы, выполнен- ные по устранению дефектов	Дата устра- нения дефекта	Фамилия и должность выполнивших работу	Подпись ответст- венного лица
15.05.85	Бензиновый трубопровод N 7 от резервуара N 17 до причала N 2	Течь в сальнике задвижки резервуара	Заменено сальни- ковое уплотнение	16.05.85	Ст. оператор Петров, слесарь Гаврилов	Петров

Приложение 11

(к п. 7.2.36)

Утверждаю

__________________________

"__" _____________ 19__ г.

АКТ

ревизии и отбраковки трубопроводов и арматуры по нефтебазе ________________

цех _______________ в период с ______ по ______ 19__ г. произведена ревизия

трубопроводов и арматуры по _______________________________________________

(перечень участков

___________________________________________________________________________

технологических трубопроводов)

Результаты ревизии

┌───┬───────────────────────────┬─────┬────────────┬───────────┬──────────┐

│ N │ Наименование и назначение │Среда│ Параметры │Исполнитель│Примечания│

│п/п│ трубопроводов. Подробное │ │ работы │ │ │

│ │ описание характера │ │трубопровода│ │ │

│ │выявленных дефектов и места│ ├─────┬──────┤ │ │

│ │ их расположения │ │p │Т, °C │ │ │

│ │ │ │ раб │ │ │ │

├───┼───────────────────────────┼─────┼─────┼──────┼───────────┼──────────┤

└───┴───────────────────────────┴─────┴─────┴──────┴───────────┴──────────┘

На остальных трубопроводах дефектов, подлежащих ремонту, не обнаружено.

Гл. (старший) инженер

Начальник цеха

Приложение 12

(к п. 7.3.24)

ЖУРНАЛ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ

┌────┬──────┬──────────────┬─────────────────────┬───────┬───────┬───────┬──────┬───────┬───────┐

│Дата│Насос-│ Время работы │ Показание приборов │Фамилия│Замеча-│Работа,│Дата и│Фамилия│Подпись│

│ │ная, │ насосного ├───────┬──────┬──────┤дежур- │ния в │выпол- │время │и долж-│ответ- │

│ │тип и │ агрегата │мано- │ампер-│вольт-│ного │работе │ненная │устра-│ность │ствен- │

│ │номер ├────┬─────┬───┤метр │метр, │метр, │маши- │насос- │по │нения │выпол- │ного │

│ │ │на- │окон-│об-│(мано- │А │В │ниста │ного │устра- │дефек-│нивших │лица │

│ │ │чало│чание│щее│вакуум-│ │ │ │агре- │нению │тов │работу │ │

│ │ │ │ │ │метр), │ │ │ │гата │дефек- │ │ │ │

│ │ │ │ │ │p │ │ │ │ │тов │ │ │ │

│ │ │ │ │ │ а │ │ │ │ │ │ │ │ │

├────┼──────┼────┼─────┼───┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼───────┼──────┼───────┼───────┤

└────┴──────┴────┴─────┴───┴───────┴──────┴──────┴───────┴───────┴───────┴──────┴───────┴───────┘

Пояснение и указания по заполнению журнала

1. Журнал эксплуатации насосных агрегатов является внутренним документом нефтебазы.

3. В журнале отражаются сведения по техническому обслуживанию насосных агрегатов.

4. Пример заполнения журнала см. в продолжении.

ПРИМЕР ЗАПОЛНЕНИЯ ЖУРНАЛА

┌────────┬─────────┬──────────────┬─────────────────────┬────────┬────────┬─────────────┬────────┬────────┬───────┐

│ Дата │Насосная,│ Время работы │ Показание приборов │Фамилия │Замечен-│ Работа, │Дата и │Фамилия │Подпись│

│ │ тип │ насосного ├───────┬──────┬──────┤дежур- │ные │ выполненная │время │и долж- │ответ- │

│ │ и номер │ агрегата │мано- │ампер-│вольт-│ного │дефекты │по устранению│устра- │ность │ствен- │

│ │насосного├────┬─────┬───┤метр, │метр, │метр, │маши- │в работе│ дефектов │нения │выпол- │ного │

│ │агрегата │на- │окон-│об-│p │А │В │ниста │насосно-│ │дефектов│нивших │лица │

│ │ │чало│чание│щее│ а │ │ │ │го │ │ │работу │ │

│ │ │ │ │ │ │ │ │ │агрегата│ │ │ │ │

├────────┼─────────┼────┼─────┼───┼───────┼──────┼──────┼────────┼────────┼─────────────┼────────┼────────┼───────┤

│ │ │ │ │ │ 5│ │ │ │ │ │ │ │ │

│15.05.85│Насосная │8.00│14.00│6 │4 x 10 │12 │380 │Петров │Снижение│Остановка │16.00 │Оператор│Сидоров│

│ │светлых │ │ │ │ │ │ │ │подачи │насоса, │17.05.85│Иванов, │ │

│ │нефтепро-│ │ │ │ │ │ │ │насосом │замена │ │слесарь │ │

│ │дуктов, │ │ │ │ │ │ │ │ │уплотняющих │ │Гусев │ │

│ │насос N 2│ │ │ │ │ │ │ │ │колец │ │ │ │

│ │ЧНКЭ-5x1 │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │ 5│ │ │ │ │ │ │ │ │

│16.05.85│Насосная │8.00│16.00│8 │8 x 10 │12 │380 │Николаев│Вибрация│Остановка на-│17.30 │Оператор│Сидоров│

│ │светлых │ │ │ │ │ │ │ │при │соса, закреп-│18.05.85│Иванов, │ │

│ │нефтепро-│ │ │ │ │ │ │ │работе │ление болтов │ │слесарь │ │

│ │дуктов, │ │ │ │ │ │ │ │ │крепления │ │Кириллов│ │

│ │насос N 1│ │ │ │ │ │ │ │ │насоса к пли-│ │ │ │

│ │8НД-6x1 │ │ │ │ │ │ │ │ │те, проверка │ │ │ │

│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │горизонталь- │ │ │ │

│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ности валов │ │ │ │

│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │мотора и │ │ │ │

│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │насоса │ │ │ │

└────────┴─────────┴────┴─────┴───┴───────┴──────┴──────┴────────┴────────┴─────────────┴────────┴────────┴───────┘

Приложение 13

(к п. 7.5.12)

ЖУРНАЛ УЧЕТА ПОВРЕЖДЕНИЙ СИСТЕМ АСН-5

Дата осмотра	Система налива и номер	Результаты осмотра (обнаруженные дефекты)	Работы, выполненные по устранению дефектов	Дата устра- нения дефекта	Фамилия и должность выполнивших работу	Подпись ответст- венного лица

Пояснения и указания по заполнению журнала

1. Журнал учета повреждений систем АСН-5 является внутренним документом нефтебазы.

3. В журнале отражаются сведения о техническом обслуживании систем АСН-5.

4. Пример заполнения журнала см. в продолжении.

ПРИМЕР ЗАПОЛНЕНИЯ ЖУРНАЛА

Дата осмотра	Система налива и номер	Результат осмотра (обнару- женные дефекты)	Работы, выполнен- ные по устранению дефектов	Дата устра- нения дефекта	Фамилия и должность выполнивших работу	Подпись ответст- венного лица
15.05.85	Установка АСН-5Н N 2	Течь через клапан- дозатор	Заменено резиновое уплотнение клапана	15.05.85	Иванов И.П., слесарь по ремонту

Приложение 14

(к п. 7.9.18)

ЖУРНАЛ РЕГИСТРАЦИИ АНАЛИЗОВ СТОЧНЫХ ВОД

Место отбора пробы	Дата и время отбора пробы	Опреде- ляемый показа- тель	Концентрация в воде, мг/л		Прибор и метод анализа (ГОСТ, ТУ)	Подпись лица, прово- дившего анализ	Подпись началь- ника цеха, участка, смены	При- чины повы- шения кон- цент- рации	Меро- прия- тия по устра- нению	Концент- рация вещества при повтор- ном анализе, мг/л	Подпись лабо- ранта, прово- дившего повтор- ный анализ
			обна- ружен- ная	по норме

Пояснения и указания по заполнению журнала

1. Журнал по регистрации анализов сточных вод является внутренним документом нефтебазы.

3. В журнале отражаются сведения об анализах сточных вод.

4. Пример заполнения журнала приведен в продолжении.

ПРИМЕР ЗАПОЛНЕНИЯ ЖУРНАЛА

┌─────────┬────────┬──────────┬────────────────┬──────────┬────────┬────────┬───────┬──────┬────────┬───────┐

│ Место │ Дата │Опреде- │ Концентрация │ Прибор и │Подпись │Подпись │Причины│Меро- │Концен- │Подпись│

│ отбора │и время │ляемый │ в воде, мг/л │ метод │лица, │началь- │повыше-│прия- │трация │лабо- │

│ пробы │ отбора │показатель├──────┬─────────┤ анализа │прово- │ника │ния │тия по│вещества│ранта, │

│ │ пробы │ │обна- │по норме │(ГОСТ, ТУ)│дившего │цеха, │концен-│устра-│при пов-│прово- │

│ │ │ │ружен-│ │ │анализ │участка,│трации │нению │торном │дившего│

│ │ │ │ная │ │ │ │смены │ │ │анализе,│повтор-│

│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │мг/л │ный │

│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │анализ │

├─────────┼────────┼──────────┼──────┼─────────┼──────────┼────────┼────────┼───────┼──────┼────────┼───────┤

│Резервуар│8.00 │Содержание│60 │50 - 00 │Весовой с │Иванов │Петров │- │- │- │- │

│перед │15.05.85│нефтепро- │ │ │серным │ │ │ │ │ │ │

│флотаром │ │дукта │ │ │эфиром │ │ │ │ │ │ │

│ │ │Мехпримеси│50 │- │<*> │- │- │- │- │- │- │

│После │8.00 │Содержание│30 │- │Весовой с │Иванов │Петров │- │- │- │- │

│бензо- │15.05.85│нефтепро- │ │ │серным │ │ │ │ │ │ │

│уловителя│ │дукта │ │ │эфиром │ │ │ │ │ │ │

│ │8.00 │Содержание│0,1 │- │<*> │Казанова│Петров │- │- │- │- │

│ │15.05.85│ТЭС │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│После │9.00 │Содержание│1,0 │1,0 - 3,0│Весовой │- │- │- │- │- │- │

│озониро- │15.05.85│нефтепро- │ │<**> │ │ │ │ │ │ │ │

│вания на │ │дукта │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│сбросе │ │Содержание│0,0 │0,0 │<*> │- │- │- │- │- │- │

│ │ │ТЭС │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

└─────────┴────────┴──────────┴──────┴─────────┴──────────┴────────┴────────┴───────┴──────┴────────┴───────┘

--------------------------------

<*> Анализ выполняется по методике в соответствии с "Инструкцией по эксплуатации очистных сооружений".

<**> Концентрация вредных веществ устанавливается проектом по согласованию с местными органами СЭС и Минводхоза.

Приложение 15

(к п. 7.11.47)

СМЕННЫЙ ЖУРНАЛ КОТЕЛЬНОЙ

┌────┬─────┬────────┬───────┬──────────────────────────┬──────────────────────────────────┬─────────────────┐

│Дата│Часы │Фамилия,│Распо- │ Проверка и продувка │ Проверка питательных насосов │ Давление │

│ │смены│имя, │ряжение│ │ │ в котлах, p │

│ │ │отчество│(указа-│ │ │ а │

│ │ │кочега- │ние) о ├───────┬─────┬──────┬─────┼──────┬──────┬──────┬──────┬──────┼─────┬─────┬─────┤

│ │ │ров │рас- │время и│мано-│предо-│водо-│наиме-│наиме-│наиме-│темпе-│темпе-│котел│котел│котел│

│ │ │ │топке │продол-│мет- │храни-│пока-│нова- │нова- │нова- │ратура│ратура│ N 1 │ N 2 │ N 3 │

│ │ │ │котла │житель-│ров │тель- │за- │ние │ние │ние │воды │воды │ │ │ │

│ │ │ │ │ность │ │ных │тель-│насоса│насоса│насоса│до │после │ │ │ │

│ │ │ │ │про- │ │клапа-│ных │ │ │ │эконо-│эконо-│ │ │ │

│ │ │ │ │дувки │ │нов │при- │ │ │ │май- │май- │ │ │ │

│ │ │ │ │паровых│ │ │боров│ │ │ │зера, │зера, │ │ │ │

│ │ │ │ │котлов │ │ │ │ │ │ │°C │°C │ │ │ │

├────┼─────┼────────┼───────┼───────┼─────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼─────┼─────┼─────┤

└────┴─────┴────────┴───────┴───────┴─────┴──────┴─────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴─────┴─────┴─────┘

Часовая
производительность
котлов

Проверка автоматики

Котловая вода

Расход
топли-
ва,
кг

Замеча-
ния
коче-
гаров о
состоя-
нии
котлов,
вспомо-
гатель-
ного
обору-
дования

Отметка
о сос-
тоянии
котлов
и вспо-
мога-
тель-
ного
обору-
дования
лицом,
ответ-
ствен-
ным за
техни-
ческое
состоя-
ние

Подпись

котел
N 1

котел
N 2

котел
N 3

сигна-
лизаторы
предель-
ных
уровней

отсека-
тели
топлива

регу-
ляторы
пита-
ния

щелочность,
мг x экв.
---------
кг

жесткость,
мг x экв.
---------
кг

о
приеме
смены

о
сдаче
смены

Пояснения и указания по заполнению журнала

1. Сменный журнал котельной является внутренним документом нефтебазы.

3. В журнале отражаются сведения по эксплуатации и обслуживанию котлов в течение смены ежечасно.

4. В журнал для регистрации могут включаться другие показатели исходя из специфики котельного агрегата и оборудования.

ПРИМЕР ЗАПОЛНЕНИЯ СМЕННОГО ЖУРНАЛА КОТЕЛЬНОЙ

┌────────┬─────┬────────┬─────────┬───────────────────────────┬──────────────────────────────────┬─────────────────┐

│ Дата │Часы │Фамилия,│Распоря- │ Проверка и продувка │ Проверка питательных насосов │ Давление │

│ │смены│имя, │жение │ │ │ в котлах, p │

│ │ │отчество│(указа- │ │ │ а │

│ │ │коче- │ние) о ├───────┬─────┬──────┬──────┼──────┬──────┬──────┬──────┬──────┼─────┬─────┬─────┤

│ │ │гаров │растопке │время и│мано-│предо-│водо- │наиме-│наиме-│наиме-│темпе-│темпе-│котел│котел│котел│

│ │ │ │котла │продол-│мет- │храни-│пока- │нова- │нова- │нова- │ратура│ратура│ N 1 │ N 2 │ N 3 │

│ │ │ │ │житель-│ров │тель- │за- │ние │ние │ние │воды │воды │ │ │ │

│ │ │ │ │ность │ │ных │тель- │насоса│насоса│насоса│до │после │ │ │ │

│ │ │ │ │про- │ │клапа-│ных │ │ │ │эконо-│эконо-│ │ │ │

│ │ │ │ │дувки │ │нов │прибо-│ │ │ │май- │май- │ │ │ │

│ │ │ │ │паровых│ │ │ров │ │ │ │зера, │зера, │ │ │ │

│ │ │ │ │котлов │ │ │ │ │ │ │°C │°C │ │ │ │

├────────┼─────┼────────┼─────────┼───────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼─────┼─────┼─────┤

│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 6 │ 6 │

│15.01.85│12 │Иванов │Начать │N 2 - │Ис- │Ис- │Ис- │Ис- │Ис- │Ис- │80 │159 │- │10 │10 │

│ │ │Н.П. │растопку │2 мин. │прав-│правны│правен│правен│правен│правен│ │ │ │ 6 │ 6 │

│ │13 │ │котла N 1│ │ны │ │ │ │ │ │80 │159 │- │10 │10 │

│ │ │ │в 13.00. │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 6 │ 6 │

│ │14 │ │Продолжи-│ │ │ │ │ │ │ │78 │157 │- │10 │10 │

│ │ │ │тельность│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 6 │ 6 │ 6 │

│ │15 │ │заполне- │ │ │ │ │ │ │ │78 │157 │10 │10 │10 │

│ │ │ │ния водой│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ │ │ │котла N 1│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ │ │ │- 3 ч. │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ │ │ │Темпера- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ │ │ │тура воды│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ │ │ │+10 °C │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

└────────┴─────┴────────┴─────────┴───────┴─────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴─────┴─────┴─────┘

┌─────────────────┬─────────────────────┬──────────────────────┬──────┬──────────┬────────────┬─────────────┐

│Часовая │ Проверка автоматики │ Котловая вода │Расход│Замечания │Отметка о │ Подпись │

│производитель- ├───────┬──────┬──────┼───────────┬──────────┤топли-│кочегаров │состоянии ├──────┬──────┤

│ность котлов, т │сигна- │отсе- │регу- │щелочность,│жесткость,│ва, кг│о состоя- │котлов и │ о │ о │

├─────┬─────┬─────┤лиза- │катели│ляторы│ мг x экв. │мг x экв. │ │нии │вспомога- │приеме│сдаче │

│котел│котел│котел│торы │топ- │пита- │ --------- │--------- │ │котлов, │тельного │смены │смены │

│ N 1 │ N 2 │ N 3 │пре- │лива │ния │ кг │ мг │ │вспомога- │оборудования│ │ │

│ │ │ │дельных│ │ │ │ │ │тельного │лицом, │ │ │

│ │ │ │уровней│ │ │ │ │ │оборудо- │ответствен- │ │ │

│ │ │ │ │ │ │ │ │ │вания │ным за │ │ │

│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │техническое │ │ │

│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │состояние │ │ │

├─────┼─────┼─────┼───────┼──────┼──────┼───────────┼──────────┼──────┼──────────┼────────────┼──────┼──────┤

│- │5 │5 │Ис- │Ис- │Ис- │17,5 │0,015 │ │Мерник N 1│Техническое │Иванов│Петров│

│- │5 │5 │правны │правны│правны│18,8 │0,015 │ │заполнен │состояние │ │ │

│- │5 │5 │ │ │ │18,7 │0,015 │ │топливом, │котельного │ │ │

│2 │5 │5 │ │ │ │17,9 │0,015 │ │добавлена │оборудования│ │ │

│ │ │ │ │ │ │ │ │ │присадка │проверено │ │ │

│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Иванов │ │ │

└─────┴─────┴─────┴───────┴──────┴──────┴───────────┴──────────┴──────┴──────────┴────────────┴──────┴──────┘

Приложение 16

(к п. 7.14.13)

ЖУРНАЛ УЧЕТА АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Дата записи	Время записи	Показание счетчика		Разность показания счетчика		Коэф- фициент транс- форма- ции	Расход, кВт x ч	tg фи	cos фи	Должность, фамилия и подпись ответст- венного
		активной мощности, кВт x ч	реактивной мощности, кВар x ч	активной мощности, кВт x ч	реактивной мощности, кВар x ч

Пояснения и указания по заполнению журнала

1. Журнал учета активной и реактивной мощности является внутренним документом нефтебазы.

3. В журнале отражается учет активной и реактивной мощностей на вводах потребителей напряжением 6, 10 кВ.

4. Пример заполнения журнала см. в продолжении.

ПРИМЕР ЗАПОЛНЕНИЯ ЖУРНАЛА

┌───────┬──────┬────────────────────┬────────────────────┬───────┬───────┬─────┬────────┬──────────┐

│ Дата │Время │ Показание счетчика │ Разность показаний │Коэф- │Расход,│tg фи│ cos фи │Должность,│

│записи │записи├─────────┬──────────┤ счетчика │фициент│кВт x ч│ │ │фамилия и │

│ │ │активной │реактивной├─────────┬──────────┤транс- │ │ │ │подпись │

│ │ │мощности,│мощности, │активной │реактивной│форма- │ │ │ │ответст- │

│ │ │ кВт x ч │ кВар x ч │мощности,│мощности, │ции │ │ │ │венного │

│ │ │ │ │ кВт x ч │ кВар x ч │ │ │ │ │ │

├───────┼──────┼─────────┼──────────┼─────────┼──────────┼───────┼───────┼─────┼────────┼──────────┤

│4.04.85│8.00 │0,3924 │0,2549 │- │- │30 │- │- │- │- │

│5.04.85│8.00 │0,3998 │0,2998 │74 │49 │30 │222 │0,6 │по табл.│ │

│6.04.85│8.00 │0,4058 │0,2642 │60 │44 │30 │180 │0,7 │по табл.│ │

└───────┴──────┴─────────┴──────────┴─────────┴──────────┴───────┴───────┴─────┴────────┴──────────┘

Приложение 17

(к п. 7.14.15)

КЛАССИФИКАЦИЯ ВЗРЫВООПАСНЫХ И ПОЖАРООПАСНЫХ ЗОН

ПО "ПРАВИЛАМ УСТРОЙСТВА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК" (РАЗДЕЛ VII)

1. Согласно требованиям ПУЭ взрывоопасной зоной считается пространство, в котором имеются или могут появиться взрывоопасные смеси и в пределах которого на исполнение электрооборудования накладываются ограничения с целью уменьшения вероятности возникновения взрыва.

2. Зоны класса В-I - зоны, расположенные в помещениях, в которых выделяются горючие газы и пары ЛВЖ в таком количестве и с такими свойствами, что они могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси при нормальных условиях работы, например при загрузке или разгрузке технологических аппаратов, хранении или переливании ЛВЖ, находящихся в открытых емкостях и т.п.

3. Зоны класса В-Iа - зоны, расположенные в помещениях, в которых при нормальной эксплуатации взрывоопасные смеси горючих газов или паров с воздухом не образуются, а возможны только в результате аварий или неисправностей.

4. Зоны класса В-Iб - зоны, расположенные в помещениях, в которых при нормальной эксплуатации взрывоопасные смеси горючих газов и паров ЛВЖ с воздухом не образуются, а возможны только в результате аварий или неисправностей и которые отличаются одной из следующих особенностей:

горючие газы в этих зонах обладают высоким нижним концентрационным пределом воспламенения (15% и более) и резким запахом при предельно допустимых концентрациях по ГОСТ 12.1.775-76 (например, машинные залы аммиачных компрессорных и холодильных абсорбционных установок);

помещения производств, связанных с обращением газообразного водорода, в которых по условиям технологического процесса исключается образование взрывоопасной смеси в объеме, превышающем 5% свободного объема помещения, имеют взрывоопасную зону только в верхней части помещения. Взрывоопасная зона условно принимается от отметки 0,75 общей высоты помещения, считая от уровня пола, но не выше кранового пути, если таковой имеется (например, помещения электролиза воды, зарядные станции тяговых и стартерных аккумуляторных батарей).

5. К классу В-Iб относятся зоны лабораторных и других помещений, в которых горючие газы и ЛВЖ имеются в небольших количествах, недостаточных для создания взрывоопасной смеси в зоне, превышающей 5% свободного объема помещения, и в которых работа с горючими газами и ЛВЖ производится без применения открытого пламени. Эти зоны не относятся к взрывоопасным, если работа с горючими газами и ЛВЖ производится в вытяжных шкафах или под вытяжными зонтами.

6. Зоны класса В-Iг - пространства у наружных установок: технологических установок, содержащих горючие газы и ЛВЖ (за исключением наружных компрессорных установок); надземных и подземных резервуаров с ЛВЖ или горючими газами (газгольдеры); эстакад для слива и налива ЛВЖ; открытых нефтеловушек, прудов-отстойников с плавающей нефтяной пленкой и т.п.

7. Для наружных взрывоопасных установок взрывоопасная зона класса В-Iг считается в пределах:

до 0,5 м по горизонтали и вертикали от проемов за наружными ограждающими конструкциями помещений с взрывоопасными зонами классов В-I, В-Iа;

до 3 м по горизонтали и вертикали от закрытого технологического аппарата, содержащего горючие газы ЛВЖ, от вытяжного вентилятора, установленного снаружи и обслуживающего помещения с взрывоопасными зонами любого класса;

до 5 м по горизонтали и вертикали от устройств для выброса из предохранительных и дыхательных клапанов емкостей и технологических аппаратов с горючими газами или ЛВЖ; от расположенных на ограждающих конструкциях зданий устройств для выброса воздуха из систем вытяжной вентиляции помещений с взрывоопасными зонами любого класса;

до 8 м по горизонтали и вертикали от резервуаров с ЛВЖ или горючими (газгольдеры);

при наличии обвалования - в пределах всей площади внутри обвалования;

до 20 м по горизонтали и вертикали от места открытого слива и налива для эстакад с открытым сливом и наливом ЛВЖ.

8. Эстакады с закрытыми сливно-наливными устройствами, эстакады и опоры под трубопроводы для горючих газов и паров ЛВЖ не относятся к взрывоопасным, за исключением зон в пределах до 3 м по горизонтали и вертикали от запорной арматуры и фланцевых соединений трубопроводов, в пределах которых электрооборудование должно быть взрывозащищенным для соответствующих категорий и группы взрывоопасной смеси.

9. Пожароопасной зоной называется пространство внутри и вне помещений, в пределах которого постоянно или периодически обращаются горючие (сгораемые) вещества и в котором они могут находиться при нормальном технологическом процессе или при его нарушениях.

10. Зоны класса П-I - зоны, расположенные в помещениях, в которых обращаются горючие жидкости с температурой вспышки выше 61 °C.

11. Зоны класса П-II - зоны, расположенные в помещениях, в которых выделяются горючие пыль или волокна с нижним концентрационным пределом воспламенения более 65 г/куб. м к объему воздуха.

12. Зоны класса П-IIа - зоны, расположенные в помещениях, в которых обращаются твердые горючие вещества.

13. Зоны класса П-III - расположенные вне помещения зоны, в которых обращаются горючие жидкости с температурой вспышки выше 61 °C или твердые горючие вещества.

Приложение 18

(к п. 7.14.15)

КЛАССИФИКАЦИЯ ВЗРЫВООПАСНЫХ СМЕСЕЙ ПО ГОСТ 12.1.011-78

1. В основу классификации взрывоопасных смесей положены два признака: в зависимости от размера зазора между фланцами оболочки и от температуры самовоспламенения смесей. Исходя из этого, взрывоопасные смеси разделены на категории и группы.

2. Взрывоопасные смеси газов и паров с воздухом в зависимости от безопасного экспериментального максимального зазора (БЭМЗ) подразделяются на пять категорий согласно табл. II.18.1. БЭМЗ - максимальный зазор между фланцами оболочки, через который не происходит передача взрыва из оболочки в окружающую среду при любой концентрации смеси в воздухе.

Таблица II.18.1

КАТЕГОРИИ ВЗРЫВООПАСНЫХ СМЕСЕЙ ГАЗОВ И ПАРОВ С ВОЗДУХОМ

┌─────────────────┬─────────────────────────────┬─────────────────────────┐

│ Категория смеси │ Смеси │ БЭМЗ, мм │

├─────────────────┼─────────────────────────────┼─────────────────────────┤

│I │Рудничный метан │> 0,1 │

│II │Промышленные газы и пары │- │

│ПА │То же │> 0,9 │

│ПБ │-"- │От 0,5 до 0,9 │

│ПС │-"- │До 0,5 │

└─────────────────┴─────────────────────────────┴─────────────────────────┘

Указанные в табл. II.18.1 значения БЭМЗ не могут служить для контроля ширины зазора оболочки в эксплуатации.

3. Взрывоопасные смеси газов и паров с воздухом в зависимости от температуры самовоспламенения подразделяются на шесть групп согласно табл. II.18.2.

Таблица II.18.2

ГРУППЫ ВЗРЫВООПАСНЫХ СМЕСЕЙ ГАЗОВ И ПАРОВ С ВОЗДУХОМ

ПО ТЕМПЕРАТУРЕ САМОВОСПЛАМЕНЕНИЯ

┌────────────────────────────┬────────────────────────────────────────────┐

│ Группа │ Температура самовоспламенения смеси, °C │

├────────────────────────────┼────────────────────────────────────────────┤

│T1 │Выше 450 │

│T2 │От 300 до 450 │

│T3 │От 200 до 300 │

│T4 │От 135 до 200 │

│T5 │От 100 до 135 │

│T6 │От 85 до 100 │

└────────────────────────────┴────────────────────────────────────────────┘

4. Распределение некоторых взрывоопасных смесей паров с воздухом по категориям и группам приведено в табл. II.18.3.

Таблица II.18.3

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ВЗРЫВООПАСНЫХ СМЕСЕЙ ПАРОВ НЕКОТОРЫХ

НЕФТЕПРОДУКТОВ С ВОЗДУХОМ ПО КАТЕГОРИЯМ И ГРУППАМ

┌─────────┬──────┬────────────────────────────────────────────────────────┐

│Категория│Группа│ Вещества, образующие с воздухом взрывоопасную смесь │

│ смеси │смеси │ │

├─────────┼──────┼────────────────────────────────────────────────────────┤

│ПА │Т2 │Бензин Б 95/130 │

│ПА │Т3 │Бензины: А-72, А-76, "галоша", Б-70, экстракционный по │

│ │ │ГОСТ 462-51, экстракционный по МРТУ 12Н-20-63, керосин, │

│ │ │нефть, топливо Т1 и ТС-1, уайт-спирит │

└─────────┴──────┴────────────────────────────────────────────────────────┘

Приложение 19

(к п. 7.14.16)

КЛАССИФИКАЦИЯ И МАРКИРОВКА

ВЗРЫВОЗАЩИЩЕННОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ, АППАРАТОВ И ПРИБОРОВ

ПО ГОСТ 12.2.020-76

1. Взрывозащищенное электрооборудование, аппараты и приборы подразделяются по уровням и видам взрывозащиты, группам и температурным классам.

2. Установлены следующие уровни взрывозащиты электрооборудования: "электрооборудование повышенной надежности против взрыва", "взрывобезопасное электрооборудование", "особовзрывобезопасное электрооборудование".

3. Уровень "электрооборудование повышенной надежности против взрыва" - взрывозащищенное электрооборудование, в котором взрывозащита обеспечивается только в признанном нормальном режиме работы. Знак уровня 2.

4. Уровень "взрывобезопасное электрооборудование" - взрывозащищенное электрооборудование, в котором взрывозащита обеспечивается как при нормальном режиме работы, так и при признанных вероятных повреждениях, определяемых условиями эксплуатации, кроме повреждений средств взрывозащиты. Знак уровня 1.

5. Уровень "особовзрывобезопасное электрооборудование" - взрывозащищенное электрооборудование, в котором по отношению к взрывобезопасному электрооборудованию приняты дополнительные средства взрывозащиты, предусмотренные стандартами на виды взрывозащиты. Знак уровня 0.

6. Взрывозащищенное электрооборудование может иметь следующие виды взрывозащиты:

┌─────────────────────────────────────────────────────────────┬───────────┐

│ │Обозначение│

├─────────────────────────────────────────────────────────────┼───────────┤

│Взрывонепроницаемая оболочка │d │

│Заполнение или продувка оболочки под избыточным давлением │p │

│защитным газом │ │

│Искробезопасная электрическая цепь │i │

│Кварцевое заполнение оболочки с токоведущими частями │q │

│Масляное заполнение оболочки с токоведущими частями │o │

│Специальный вид взрывозащиты │s │

│Защита вида "e" │e │

└─────────────────────────────────────────────────────────────┴───────────┘

7. Виды взрывозащиты, обеспечивающие различные уровни взрывозащиты, различаются средствами и мерами обеспечения взрывобезопасности, оговоренными в стандартах на соответствующие виды взрывозащиты.

8. Взрывозащищенное электрооборудование в зависимости от области применения подразделяется на две группы (табл. II.19.1).

Таблица II.19.1

ГРУППЫ ВЗРЫВОЗАЩИЩЕННОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

ПО ОБЛАСТИ ЕГО ПРИМЕНЕНИЯ

│ Электрооборудование │Знак группы│

│Рудничное, предназначенное для подземных выработок шахт │I │

│и рудников │ │

│Для внутренней и наружной установки (кроме рудничного) │II │

9. Электрооборудование группы II, имеющее виды взрывозащиты "взрывонепроницаемая оболочка" и (или) "искробезопасная электрическая цепь", подразделяется на три подгруппы, соответствующие категориям взрывоопасных смесей согласно табл. II.19.2.

Таблица II.19.2

ПОДГРУППЫ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ГРУППЫ II

С ВИДАМИ ВЗРЫВОЗАЩИТЫ "ВЗРЫВОНЕПРОНИЦАЕМАЯ ОБОЛОЧКА"

И (ИЛИ) "ИСКРОБЕЗОПАСНАЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЦЕПЬ"

┌───────────────────┬───────────────────┬─────────────────────────────────┐

│ Знак группы │ Знак подгруппы │ Категория взрывоопасной смеси, │

│электрооборудования│электрооборудования│ для которой электрооборудование │

│ │ │ является взрывозащищенным │

├───────────────────┼───────────────────┼─────────────────────────────────┤

│П │- │ПАС, ПВ, ПС │

│ │ПА │ПА │

│ │ПВ │ПА, ПВ │

│ │ПС │ПА, ПВ, ПС │

└───────────────────┴───────────────────┴─────────────────────────────────┘

10. Электрооборудование группы II в зависимости от значения предельной температуры подразделяется на шесть температурных классов, соответствующих группам взрывоопасных смесей (см. табл. II.19.3).

Таблица II.19.3

ТЕМПЕРАТУРНЫЕ КЛАССЫ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ГРУППЫ II

┌───────────────────┬────────────┬────────────────────────────────────────┐

│Знак температурного│ Предельная │ Группы взрывоопасной смеси, │

│ класса │температура,│ для которой электрооборудование │

│электрооборудования│ °C │ является взрывозащищенным │

├───────────────────┼────────────┼────────────────────────────────────────┤

│T1 │450 │T1 │

│T2 │300 │T1, Т2 │

│T3 │200 │T1 - T3 │

│T4 │135 │T1 - T4 │

│T5 │100 │T1 - T5 │

│T6 │85 │T1 - T6 │

└───────────────────┴────────────┴────────────────────────────────────────┘

11. Предельная температура - наибольшая температура поверхностей взрывозащищенного электрооборудования, безопасная в отношении воспламенения окружающей взрывоопасной среды.

12. В маркировку по взрывозащите электрооборудования в указанной ниже последовательности входят:

знак уровня взрывозащиты электрооборудования (2, 1, 0);

знак Ex, указывающий на соответствие электрооборудования стандартам на взрывозащищенное электрооборудование;

знак вида взрывозащиты (d, p, i, q, o, s, e);

знак группы или подгруппы электрооборудования (П; ПА; ПВ; ПС);

знак температурного класса электрооборудования (T1, T2, T3, T4, T5, T6).

13. Примеры маркировки взрывозащищенного электрооборудования приведены в табл. II.19.4.

Таблица II.19.4

ПРИМЕРЫ МАРКИРОВКИ ВЗРЫВОЗАЩИЩЕННОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

┌─────────────────┬──────────────────────┬───────┬────────┬───────────────┐

│ Уровень │ Вид взрывозащиты │Группа │Темпера-│ Маркировка │

│ взрывозащиты │ │(под- │турный │по взрывозащите│

│ │ │группа)│класс │ │

├─────────────────┼──────────────────────┼───────┼────────┼───────────────┤

│ │ │ │ │┌────────┐ │

│Электрооборудова-│Защита вида "e" │П │T6 ││2ExeIIT6│ │

│ние повышенной │ │ │ │└────────┘ │

│надежности против│ │ │ │ │

│взрыва │ │ │ │ │

│ │ │ │ │┌──────────┐ │

│То же │Защита вида "e" и │ПВ │T3 ││2ExedIIBT3│ │

│ │взрывонепроницаемая │ │ │└──────────┘ │

│ │оболочка │ │ │ │

│ │ │ │ │┌─────────┐ │

│-"- │Искробезопасная │ПС │T6 ││2ExiIICT6│ │

│ │электрическая цепь │ │ │└─────────┘ │

│ │ │ │ │┌────────┐ │

│-"- │Продувка под │П │T6 ││2ExpIIT6│ │

│ │избыточным давлением │ │ │└────────┘ │

│ │ │ │ │┌──────────┐ │

│-"- │Взрывонепроницаемая │ПВ │T5 ││2ExdiIIBT5│ │

│ │оболочка и искробезо- │ │ │└──────────┘ │

│ │пасная электрическая │ │ │ │

│ │цепь │ │ │ │

│ │ │ │ │┌─────────┐ │

│Взрывобезопасное │Взрывонепроницаемая │ПА │T3 ││1ExdIIAT3│ │

│оборудование │оболочка │ │ │└─────────┘ │

│ │ │ │ │┌─────────┐ │

│То же │Искробезопасная │ПС │T6 ││1ExiIICT6│ │

│ │электрическая цепь │ │ │└─────────┘ │

│ │ │ │ │┌────────┐ │

│-"- │Заполнение оболочки │П │T6 ││1ExpIIT6│ │

│ │под избыточным │ │ │└────────┘ │

│ │давлением │ │ │ │

│ │ │ │ │┌────────┐ │

│-"- │Защита вида "e" │П │T6 ││1ExeIIT6│ │

│ │ │ │ │└────────┘ │

│ │ │ │ │┌────────┐ │

│-"- │Кварцевое заполнение │П │T6 ││1ExqIIT6│ │

│ │ │ │ │└────────┘ │

│ │ │ │ │┌────────┐ │

│-"- │Специальный │П │T6 ││1ExsIIT6│ │

│ │ │ │ │└────────┘ │

│ │ │ │ │┌──────────┐ │

│-"- │Специальный и взрыво- │ПА │T6 ││1ExsdIIAT6│ │

│ │непроницаемая оболочка│ │ │└──────────┘ │

│-"- │Специальный, искро- │ПВ │T4 │ │

│ │безопасная электри- │ │ │ │

│ │ческая цепь и взрыво- │ │ │ │

│ │непроницаемая оболочка│ │ │ │

│ │ │ │ │┌─────────┐ │

│Особовзрывобезо- │Искробезопасная │ПС │T6 ││OExiIICT6│ │

│пасное электро- │электрическая цепь │ │ │└─────────┘ │

│оборудование │ │ │ │ │

│ │ │ │ │┌──────────┐ │

│То же │Искробезопасная │ПА │T4 ││OExidIIAT4│ │

│ │электрическая цепь и │ │ │└──────────┘ │

│ │взрывонепроницаемая │ │ │ │

│ │оболочка │ │ │ │

│ │ │ │ │┌──────────┐ │

│-"- │Специальный и искро- │ПС │T4 ││OExsiIICT4│ │

│ │безопасная электри- │ │ │└──────────┘ │

│ │ческая цепь │ │ │ │

└─────────────────┴──────────────────────┴───────┴────────┴───────────────┘

Приложение 20

(к п. 7.14.28)

ЖУРНАЛ ПО ОСМОТРУ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК

Дата	Наименование (тип) объекта	Характер выполняемых операций (работ)	Периодичность проверки		Отметка о выполненных работах
			приведенной	последующей	должность	подпись

Пояснения и указания по заполнению журнала

1. Журнал по осмотру электроустановок является внутренним документом нефтебазы.

3. В журнале отражаются введения по техническому обслуживанию электроустановок.

4. Периодичность проверки электроустановок (электрооборудования) устанавливается в соответствии с ПТЭ и ПТБ при эксплуатации электроустановок потребителей.

5. Пример заполнения журнала см. в продолжении.

ПРИМЕР ЗАПОЛНЕНИЯ ЖУРНАЛА

┌───────────┬──────────────┬───────────────┬─────────────────┬──────────────────┐

│ Дата │ Наименование │ Характер │ Периодичность │ Отметка │

│ │(тип) объекта │ выполняемых │ проверки │ о выполненных │

│ │ │ операций │ │ работах │

│ │ │ (работ) ├────────┬────────┼──────────┬───────┤

│ │ │ │прове- │после- │должность,│подпись│

│ │ │ │денной │дующей │ фамилия │ │

├───────────┼──────────────┼───────────────┼────────┼────────┼──────────┼───────┤

│1. 15.05.85│ВАО 071-4; │Проведена │15.05.85│15.06.85│Электрик │Петров │

│ │0,27 кВт; │проверка надеж-│ │ │IV разряда│ │

│ │1380 об./мин. │ности заземле- │ │ │Петров │ │

│ │ │ния и соедине- │ │ │ │ │

│ │ │ния двигателя с│ │ │ │ │

│ │ │механизмом │ │ │ │ │

│2. 16.05.85│Автоматический│Чистка от │15.05.85│15.05.86│Электрик │Петров │

│ │выключатель │копоти; затяжка│ │ │IV разряда│ │

│ │АП-50 ЗНТ │винтов; замена │ │ │Петров │ │

│ │ │вышедших кон- │ │ │ │ │

│ │ │тактов из строя│ │ │ │ │

│3. 17.05.85│ВАО 32-2; │Капитальный │17.05.85│15.05.87│Слесарь- │Иванов │

│ │5,5 кВт, │ремонт │ │ │электрик │ │

│ │2900 об./мин. │ │ │ │V разряда │ │

│ │ │ │ │ │Иванов │ │

└───────────┴──────────────┴───────────────┴────────┴────────┴──────────┴───────┘

Приложение 21

(к п. 7.15.1)

КЛАССИФИКАЦИЯ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ ПО УСТРОЙСТВУ МОЛНИЕЗАЩИТЫ

┌────────────────────────────────────────┬────────────────────────┬───────┐

│ Здания и сооружения │ Местоположение │Кате- │

│ │ │гория │

│ │ │устрой-│

│ │ │ства │

│ │ │молние-│

│ │ │защиты │

├────────────────────────────────────────┼────────────────────────┼───────┤

│Здания и сооружения или их части с │На всей территории СССР │I │

│производствами, помещения которых по ПУЭ│ │ │

│относятся к классам В-I и В-II │ │ │

│Здания и сооружения или их части с │В местностях со средней │II │

│производствами, помещения которых по ПУЭ│грозовой деятельностью │ │

│относятся к классам B-Iа, B-Iб, В-IIа │10 и более часов в год │ │

│Наружные технологические установки и │На всей территории СССР │II │

│открытые склады, относимые по ПУЭ к │ │ │

│классу В-Iг │ │ │

│Здания и сооружения с производствами, │В местностях со средней │III │

│помещения которых по ПУЭ относятся к │грозовой деятельностью │ │

│классам П-I, П-II, П-IIа │20 и более часов в год │ │

│Наружные технологические установки и │То же │III │

│открытые склады, относимые по ПУЭ к │ │ │

│классу П-III │ │ │

│Здания и сооружения III, IV и V степени │В местностях со средней │III │

│огнестойкости, в которых отсутствуют │грозовой деятельностью │ │

│производства с помещениями, относимыми │20 и более часов в год │ │

│по ПУЭ к классам взрыво- и пожароопасным│ │ │

│Дымовые трубы котельных, водонапорные │В местностях со средней │III │

│башни, вышки различного назначения │грозовой деятельностью │ │

│высотой 15 м и более │10 и более часов в год │ │

└────────────────────────────────────────┴────────────────────────┴───────┘

Приложение 22

(к п. 7.15.47)

ЖУРНАЛ РЕЗУЛЬТАТОВ УСТРОЙСТВ МОЛНИЕЗАЩИТЫ, ПРОВЕРОЧНЫХ

ИСПЫТАНИЙ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ, ИЗМЕРЕНИЙ СОПРОТИВЛЕНИЙ

ИЗОЛЯЦИИ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ, ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

И ПРОВЕДЕННЫХ РЕМОНТОВ

Дата прове- дения	Организация, проверяющая заземляющие устройства и сопротивление изоляции	Объект	Место и характер дефектов	Сведения о ревизиях и работах по устранению дефектов	Дата устра- нения дефек- тов	Ответ- ственное лицо (долж- ность и фамилия)	Подпись ответ- ствен- ного лица

Пояснения и указания по заполнению журнала

1. Журнал является внутренним документом нефтебазы.

3. Пример заполнения журнала см. в продолжении.

ПРИМЕР ЗАПОЛНЕНИЯ ЖУРНАЛА

Дата проведения	Организация, проверяющая заземляющие устройства и сопротивление изоляции	Объект	Место и характер дефектов	Сведения о ревизиях и работах по устранению дефектов	Дата устра- нения дефектов	Ответствен- ное лицо (должность и фамилия)	Подпись ответ- ствен- ного лица
5. 15.05.85		Заземляющее устройство резервуара N 2	Нарушение кон- такта заземля- ющего провод- ника с корпу- сом резервуара вследствие коррозии	Произведена зачистка, лужение и соединение контактных поверхностей	16.05.85	Ст. оператор Иванов Н.П.	Иванова

Приложение 23

НОМЕНКЛАТУРНЫЙ ПЕРЕЧЕНЬ

СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ, ПОДЛЕЖАЩИХ ОБЯЗАТЕЛЬНОЙ

ГОСУДАРСТВЕННОЙ ПОВЕРКЕ

┌──────────────────────────────┬──────────────────────────────────────────┐

│ Средства измерений │Подлежат периодической поверке в указанные│

│ │ сроки (не реже) при применении │

│ ├───────────────────────────┬──────────────┤

│ │ для учетных организаций │ для взаимных │

│ │ │ расчетов │

│ │ │ и в торговле │

├──────────────────────────────┼───────────────────────────┼──────────────┤

│1. Счетчики нефти и │Устанавливаются │Один раз в два│

│нефтепродуктов │территориальными органами │года │

│ │Госстандарта │ │

│2. Топливно-маслораздаточные │Один раз в год │Один раз в год│

│колонки │ │ │

│3. Механизированные │Устанавливаются │Один раз в два│

│заправочные агрегаты жидкого │территориальными органами │года │

│топлива │Госстандарта │ │

│4. Мерники технические │Один раз в два года │Один раз в два│

│1 и 2 класса │ │года │

│5. Образцовые мерники │Один раз в год │Один раз в год│

│II разряда │ │ │

│6. Автоцистерны для │То же │Один раз в два│

│нефтепродуктов │ │года │

│7. Меры для отпуска жидкостей │Один раз в год │Один раз в два│

│ │ │года │

│8. Весоизмерительные (МСФ) │Один раз в год │Один раз в год│

│приборы │ │ │

│9. Гири │Один раз в год │Один раз в год│

│10. Уровнемеры │Один раз в год │ │

│11. Метроштоки │Один раз в два года │Один раз в два│

│ │ │года │

│12. Рулетки с грузами │Один раз в два года │Один раз в два│

│ │ │года │

│13. Термометры всех типов │Подлежат первичной поверке │ │

│ │при выпуске из производства│ │

│14. Ареометры │Подлежат первичной поверке │ │

│ │при выпуске из производства│ │

└──────────────────────────────┴───────────────────────────┴──────────────┘