Об актуальных изменениях в КС узнаете, став участником программы, разработанной совместно с АО ''СБЕР А". Слушателям, успешно освоившим программу, выдаются удостоверения установленного образца.
(1).jpg)
Программа разработана совместно с АО ''СБЕР А". Слушателям, успешно освоившим программу, выдаются удостоверения установленного образца.
Досье на проект
УТВЕРЖДЕНЫ
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от "___"_________2016 г. N____
1.1. Настоящие Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов" (далее - Правила) устанавливают требования, соблюдение которых направлено на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий, несчастных случаев на опасных производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов.
1.2. Правила разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2000, N 33, ст. 3348; 2003, N 2, ст. 167; 2004, N 35, ст. 3607; 2005, N 19, ст. 1752; 2006, N 52, ст. 5498; 2009, N 1, ст. 17; 2009, N 1, ст. 21; N 52, ст. 6450; 2010, N 30, ст. 4002; 2010 N 31, ст. 4196; 2011 N 27, ст. 3880; 2011 N 30, ст. 4590; 2011 N 30, ст. 4591, ст. 4596);
Федеральным законом от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 30 (ч. 1), ст. 3579);
Положением о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 32, ст. 3348; 2006, N 5, ст. 544; 2006 N 23, ст. 2527; 2006, N 52, ст. 5587; 2008, N 22, ст. 2581; 2008, N 46, ст. 5337; 2009, N 6, ст. 738; 209, N 33, ст. 4081; 2009, N 49, ст. 5976; 2010, N 9, ст. 960; 2010, N 26, ст. 3350; 2010, N 38, ст. 4835; 2011 N 6, ст. 888; 2011 N 14, ст. 1935; 2011 N 41, ст. 5750).
1.3. Правила распространяются на действующие, проектируемые, строящиеся, реконструируемые и законсервированные опасные производственные объекты - склады нефти и нефтепродуктов.
Склады нефти и нефтепродуктов включают в себя комплекс зданий, резервуаров и других сооружений, предназначенных для приема, хранения и выдачи нефти и нефтепродуктов. К складам нефти и нефтепродуктов относятся нефтебазы, а также резервуарные парки и наливные станции магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, товарно-сырьевые парки центральных пунктов сбора нефтяных месторождений, нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий, склады нефтепродуктов, входящие в состав промышленных предприятий и организаций.
1.4. Правила не распространяются на склады нефти и нефтепродуктов, имеющие упругость паров выше 93,3 килопаскаля (сжиженные углеводородные газы (СУГ), сжиженный природный газ (СПГ), широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ)).
1.5. Для опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов I, II и III классов опасности, указанных в пункте 1.3 настоящих Правил, должны быть разработаны и утверждены планы мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий (далее - ПМЛА) в порядке, установленном Положением о разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 26 августа 2013 г. N 730 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2013, N 35, ст. 4516).
1.6. Для предотвращения распространения разлива нефти и нефтепродуктов за пределы территории опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов должны быть разработаны планы по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов (далее - ПЛРН) в соответствии с Правилами организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 15 апреля 2002 г. N 240 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, N 16, ст. 1569), и Основными требованиями к разработке планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 21 августа 2000 г. N 613 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, N 35, ст. 3582. Российская газета, N 170, 1.09.2000).
2.1.1. Прием (отпуск) нефтепродуктов по отводящим распределительным трубопроводам (отводам) магистральных нефтепродуктопроводов должен осуществляться с соблюдением требований, установленных нормативными документами к организации и порядку сдачи нефтепродуктов по отводам магистральных нефтепродуктопроводов.
2.1.2. Отводы (узлы приема) должны соответствовать требованиям технических регламентов, государственных стандартов, сводов правил и норм технологического проектирования магистральных нефтепродуктопроводов.
2.1.3. Класс герметичности запорной арматуры (задвижек) на нулевом километре отвода (начальная точка отвода), концевых задвижек отвода, технологических задвижек у резервуаров потребителей устанавливается в проектной документации не ниже класса герметичности затворов "А".
2.1.4. Узел подключения концевых задвижек отводов к технологическим трубопроводам потребителя должен быть огражден и обустроен:
двумя стальными отсекающими задвижками на отводе;
камерой отбора проб с пробоотборником;
системой канализации с емкостью для слива отбираемых проб;
манометрами, приборами учета и контроля качества нефтепродуктов.
2.1.5. На технологических трубопроводах от концевых задвижек отвода до приемных резервуаров потребителя не должно быть тупиковых ответвлений, врезок, перемычек. Технологические трубопроводы не должны проходить через узлы задвижек на манифольдах, эстакадах, насосных.
2.1.6. Во избежание гидроударов задвижки на отводе необходимо открывать в следующей последовательности: сначала открываются концевые задвижки отвода, после получения информации об открытии концевых задвижек - открываются задвижки на нулевом километре отвода.
2.1.7. После каждой закачки продукта потребителю следует произвести обход трассы, результаты осмотра внести в журнал обхода трассы отвода.
2.1.8. Действия персонала при авариях должны соответствовать разработанным и утвержденным в установленном порядке ПМЛА и ПЛРН.
2.2.1. Проектирование, монтаж, эксплуатация и ремонт сливоналивных эстакад должны производиться в соответствии с требованиями нормативных правовых актов в области промышленной безопасности, нормативно-технических документов, устанавливающих требования к проектированию железнодорожных сливоналивных эстакад легковоспламеняющихся (далее - ЛВЖ) и горючих жидкостей (далее - ГЖ), проектированию автоматизированных установок тактового налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные цистерны, государственных стандартов и настоящих Правил.
2.2.2. Прием и отгрузка нефти и нефтепродуктов в железнодорожные цистерны должны осуществляться через специально оборудованные сливоналивные устройства, обеспечивающие безопасное проведение сливоналивных операций.
2.2.3. Сливоналивные эстакады должны быть оборудованы исправными откидными мостиками для переходов на цистерну. Откидные мостики в местах соприкосновения с металлической поверхностью цистерны должны иметь прокладки из неискрящего материала и устойчивыми к разрушению парами нефтепродуктов.
2.2.4. Торможение цистерн башмаками, изготовленными из материала, дающего искрение, на участках слива-налива не допускается.
2.2.5. Налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны должен осуществляться по бесшланговой системе автоматизированных шарнирно-сочлененных или телескопических устройств, оборудованных автоматическими ограничителями налива, а также средствами механизации. При наливе нефти и светлых нефтепродуктов следует предусматривать герметизацию налива с отводом паров в газосборную систему и/или на установки регенерации и улавливания паров.
2.2.6. Налив светлых нефтепродуктов, производимых через одно и то же наливное устройство, должен осуществляться с обеспечением мер, исключающих смешение продуктов.
Для авиационных топлив при их отпуске потребителю следует предусматривать отдельные наливные устройства.
Сливоналивные железнодорожные эстакады для нефтепродуктов (за исключением мазута, гудрона, битума и других подобных высоковязких нефтепродуктов) должны быть оборудованы устройствами нижнего герметизированного слива. Допускается слив светлых нефтепродуктов через герметичные верхние сливные устройства.
Слив авиационных топлив должен производиться через нижние сливные устройства в отдельные резервуары для последующего отстаивания и удаления из них свободной (подтоварной) воды.
2.2.7. Система трубопроводов должна быть выполнена таким образом, чтобы обеспечить полное освобождение трубопроводов после запорной арматуры от остатков наливаемого или сливаемого продукта.
Коллекторы и продуктопроводы должны быть снабжены дренажными устройствами со сбросом дренируемого продукта в закрытую герметичную систему сбора и утилизации или в специальное техническое устройство, обеспечивающее герметичный прием дренируемого продукта.
2.2.8. Для выполнения операций по аварийному освобождению неисправных цистерн от нефтепродуктов должны быть предусмотрены специально оборудованные места.
2.2.9. Для сбора и отвода загрязненных нефтепродуктами атмосферных осадков, а также смыва пролитых нефтепродуктов зона слива и налива должна иметь твердое бетонное покрытие, оборудованное устройствами отвода в дренажную систему. Рельсы в этой зоне должны прокладываться на железобетонных шпалах. Твердое покрытие должно быть водонепроницаемым, ограждаться по периметру бортиком высотой не менее 0,2 метров и иметь уклоны не менее 2 процентов для стока жидкости к приемным устройствам (лоткам, колодцам, приямкам).
2.2.10. Загрязненный продукт из дренажной емкости должен быть направлен в емкости-резервуары для отделения воды от нефтепродуктов или емкости-резервуары для отработанных нефтепродуктов.
2.2.11. На сливоналивных эстакадах должны быть предусмотрены быстродействующие отключающие системы (автоматические устройства). Налив должен автоматически прекращаться при:
выдаче заданной нормы;
достижении предельного уровня заполнения железнодорожной цистерны;
нарушении целостности цепи заземления железнодорожной цистерны.
2.2.12. На трубопроводах, по которым поступают на эстакаду ЛВЖ и ГЖ, должны быть установлены запорные устройства (задвижки с дистанционным управлением) для отключения этих трубопроводов при возникновении аварии на эстакаде. Управление указанными устройствами должно осуществляться по месту и дистанционно (из безопасного места) и устанавливается в проектной документации
2.2.13. Максимальная безопасная скорость налива нефти и нефтепродуктов должна приниматься с учетом свойств наливаемого продукта, диаметра трубопровода наливного устройства, материала трубопровода и обосновываться в проектной документации.
2.2.14. Ограничение максимальной скорости налива нефти и нефтепродуктов до безопасных пределов должно обеспечиваться регулированием расхода посредством запорно-регулирующей арматуры на линии подачи нефти или нефтепродукта к железнодорожной эстакаде, а также перепуском части продукта во всасывающий трубопровод насоса или установкой частотно-регулируемого электропривода насоса. Автоматическое регулирование расхода продукта должно производиться при поддержании постоянного давления в напорном трубопроводе подачи продукта на наливную железнодорожную эстакаду.
2.2.15. Для исключения образования взрывоопасных смесей в системах трубопроводов и коллекторов слива и налива нефтепродуктов при проведении ремонтных работ в проектной документации следует предусмотреть подвод к ним инертного газа или пара с использованием специально предназначенного оборудования и стационарных линий. Настоящее требование не распространяется на склады авиатоплив.
2.2.16. Сливные лотки приемно-сливной эстакады для мазутов, гудронов и битумов (далее - ПСЭ) должны выполняться из несгораемых материалов, перекрываться металлическими решетками, съемными крышками и оборудоваться средствами подогрева слитого топлива.
2.2.17. Приемные емкости ПСЭ складов мазута должны оборудоваться средствами измерения температуры и уровня, сигнализаторами предельных значений уровня, вентиляционными патрубками, средствами подогрева слитого мазута, перекачивающими насосами и ручной кран-балкой. Приемные емкости должны иметь защиту от перелива.
2.2.18. Разогрев застывающих и высоковязких нефтепродуктов в железнодорожных цистернах, сливоналивных устройствах должен производиться паром, нефтепродуктом, нагретым циркуляционным способом, или электроподогревом.
При использовании электроподогрева электроподогреватели должны иметь взрывозащищенное исполнение.
При применении в указанных установках электроподогрева должно быть предусмотрено устройство, отключающее подачу электроэнергии при достижении температуры 90 градусов Цельсия на поверхности, соприкасающейся с подогреваемым нефтепродуктом.
Для разогрева авиационных масел следует применять насыщенный водяной пар, подаваемый в циркуляционную систему, или переносные пароперегреватели.
2.2.19. При проведении сливоналивных операций с нефтепродуктами, температура вспышки паров которых ниже 61 градуса Цельсия, применение электроподогрева не допускается.
2.2.20. При использовании переносных подогревателей непосредственный контакт теплоносителя с нефтепродуктом не допускается.
2.2.21. При использовании переносных пароподогревателей давление пара в подогревателе должно соответствовать показателям, установленным в технической документации (паспорте) пароподогревателя.
2.2.22. Разогрев нефтепродуктов в железнодорожных цистернах переносными электрическими подогревателями должен производиться только в сочетании с циркуляционным нагревом в выносном подогревателе (теплообменнике).
2.2.23. При использовании переносных электрических подогревателей последние должны быть оснащены блокировочными устройствами, отключающими их при снижении уровня жидкости над нагревательным устройством ниже 500 миллиметров.
2.2.24. Переносные паровые змеевики и переносные электрические подогреватели должны включаться в работу только после их погружения в нефтепродукт на глубину не менее 500 миллиметров от уровня верхней кромки подогревателя. Прекращение подачи пара и отключение электроэнергии должно производиться до начала слива.
2.2.25. Устройство установки нижнего слива (налива) нефти и нефтепродуктов должно соответствовать технической документации организации-изготовителя на установки нижнего слива (налива) нефти и нефтепродуктов для железнодорожных вагонов-цистерн.
2.2.26. Налив нефти и светлых нефтепродуктов свободно падающей струей не допускается. Наливное устройство должно быть такой длины, чтобы расстояние от начала струи истечения до нижней образующей внутри цистерны не превышало 200 миллиметров.
2.2.27. На сливоналивных железнодорожных эстакадах, предназначенных для слива-налива нефти и светлых нефтепродуктов, должны устанавливаться сигнализаторы довзрывных концентраций согласно требованиям нормативных правовых актов в области промышленной безопасности.
Датчики должны устанавливаться вдоль каждого фронта налива и слива. При двухстороннем фронте налива и слива датчики должны располагаться в "шахматном" порядке.
Слив и налив должен автоматически прекращаться при достижении загазованности воздушной среды не выше 50 процентов от нижнего концентрационного предела распространения пламени (далее - НКПР).
Установка датчиков обосновывается в проектной документации в соответствии с техническими характеристиками приборов, указанных в паспортах организации-изготовителя.
2.2.28. Для контроля параметров наливаемого нефтепродукта на общем коллекторе подачи продукта на сливо-наливную эстакаду должны быть установлены приборы измерения указанных параметров с выносом показаний в помещение управления (операторную).
2.2.29. Для вновь проектируемых складов нефти и нефтепродуктов налив светлых нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны следует предусматривать с применением автоматизированных систем.
2.2.30. Сливоналивные эстакады для нефти и нефтепродуктов должны быть защищены от прямых ударов молнии.
В целях отвода прямого удара молнии от железнодорожной эстакады и минимизации вторичных её проявлений в зоне налива, защита от прямых ударов молнии должна осуществляться отдельно стоящими молниеприемниками (стержневыми или тросовыми).
2.2.31. Для предупреждения возможности накопления зарядов статического электричества и возникновения опасных разрядов при выполнении технологических сливоналивных операций с нефтепродуктами должно быть предусмотрено заземление цистерн, трубопроводов, наливных устройств, а также ограничение скорости налива в начальной и конечной стадиях налива.
2.3.1. Автомобильные сливоналивные станции должны отвечать требованиям промышленной безопасности, нормам проектирования автоматизированных установок налива светлых нефтепродуктов в автомобильные цистерны, государственным стандартам, настоящим Правилам.
2.3.2. Наливная станция или пункт налива должны включать в себя: помещения пункта управления, площадки налива автомобильных цистерн, на которых расположены посты налива и наливные устройства.
2.3.3. Посты налива должны быть оборудованы установками автоматизированного налива с управлением из пунктов управления, а также по месту.
2.3.4. При осуществлении операций налива ЛВЖ и ГЖ не допускается самопроизвольное движение сливоналивных устройств.
2.3.5. Для налива ЛВЖ с упругостью паров от 66,65 килопаскаля сливоналивные устройства должны снабжаться устройствами отвода паров.
2.3.6. Налив ЛВЖ и ГЖ в автомобильные цистерны должен осуществляться по бесшланговой системе автоматизированных шарнирно-сочлененных или телескопических устройств, оборудованных автоматическими ограничителями налива. Допускается применение гибких шлангов для налива при обосновании в проектной документации. Расстояние от конца наливной трубы до нижней образующей цистерны не должно превышать 200 миллиметров.
2.3.7. Наконечник наливной трубы должен быть изготовлен из материала, исключающего искрообразование при соударениях с цистерной. Конструкция наконечника должна исключать вертикальное падение и разбрызгивание струи продукта в начале операции налива.
2.3.8. В целях исключения перелива нефтепродукта через край горловины цистерны следует применять ограничители уровня налива, позволяющие автоматически прекращать налив при достижении заданного значения.
2.3.9. При окончании налива должны быть предусмотрены меры, обеспечивающие полное освобождение наливной трубы от продукта и исключающие возможность его пролива на цистерну.
2.3. 10. Для сбора остатков продукта, стекающих с наливной трубы при извлечении ее из цистерны, должен быть предусмотрен каплесборник.
2.3.11. На сливоналивных устройствах, элементы которых соединены шарнирами с сальниковыми уплотнениями, изготовленными из неметаллических материалов, следует каждую смену визуально проверять целостность заземления, не допуская нарушения целостности единого контура с регистрацией результатов осмотра в журнале приема-передачи смены. При обнаружении нарушения целостности единого контура заземления эксплуатация сливоналивных устройств не допускается.
2.3.12. Для нижнего налива авиационного керосина в автомобильные цистерны (топливозаправщик) следует применять соединительные шарнирно-сочлененные трубы из алюминия, исключающие искрообразование при стыковке с фланцем автомобильной цистерны.
2.3.13. На пункте налива авиационных топлив следует предусматривать устройства для герметичного нижнего налива с автоматическим прекращением подачи топлива после достижения предельного уровня налива цистерны топливозаправщика.
В системе налива авиационных топлив должно быть предусмотрено аварийное дистанционное (ручное) отключение насоса. Кнопка аварийного отключения на пункте налива должна быть легкодоступна.
Верхний налив авиационных топлив не допускается.
2.3.14. На сливоналивных станциях и пунктах слива-налива нефти и светлых нефтепродуктов должны устанавливаться сигнализаторы довзрывных концентраций согласно требованиям нормативных правовых актов в области промышленной безопасности.
2.3.15. При превышении концентрации паров нефтепродуктов на площадках сливоналивных станций и пунктов слива-налива более 20 процентов от НКПР должны быть установлены блокировки по прекращению операций слива-налива и сигнализация, оповещающая о запрете запуска двигателей автомобилей.
2.3.16. Не допускается запуск двигателей автомобильных цистерн, находящихся на площадке, в случаях пролива нефтепродукта до полной уборки пролитого нефтепродукта.
2.3.17. Автомобильные наливные станции должны быть оборудованы специальными устройствами (светофорами, шлагбаумами или другими средствами, ограничивающими несогласованное движение транспорта) для предотвращения выезда заполненных нефтепродуктами автомобильных цистерн с опущенными в их горловины наливными устройствами.
2.3.18. Автомобильные цистерны, стоящие под сливом-наливом на автомобильных наливных станциях, пунктах, должны быть заземлены с наличием блокировки, исключающей возможность запуска насосов для перекачки нефтепродуктов при отсутствии электрической цепи "заземляющее устройство-автомобильная цистерна".
2.3.19. Для исключения накопления зарядов статического электричества при выполнении сливоналивных операций с нефтепродуктами должно быть предусмотрено заземление цистерн, трубопроводов, наливных устройств, а также ограничение скорости налива в начальной и конечной стадиях налива.
2.3.20. Водителям автомобильных цистерн, выполняющих операции слива-налива нефтепродуктов, не допускается находиться в одежде, способной накапливать заряды статического электричества.
2.4.1. Сливоналивные причалы для осуществления операций с нефтью и нефтепродуктами должны быть обустроены в соответствии с нормами технологического проектирования морских и речных портов и требованиями в области промышленной безопасности.
2.4.2. Сливоналивные причалы для осуществления операций с нефтью и нефтепродуктами должны быть оборудованы швартовными устройствами быстроотдающегося типа для срочного отхода танкера в аварийных случаях. Швартовное оборудование должно соответствовать размерам судов, швартующихся к причалам терминала.
2.4.3. Сливоналивные причалы для осуществления операций с нефтью и нефтепродуктами должны быть оборудованы отбойными устройствами, исключающими искрообразование и повреждение корпуса при соприкосновении с судном.
2.4.4. При погрузке судна для контроля за перекачкой нефти и нефтепродукта по трубопроводу у насосной станции и у стендеров должны быть установлены приборы, контролирующие процесс перекачки. Показания приборов должны быть выведены в операторную.
Параметры контроля процесса перекачки устанавливаются в проектной документации.
2.4.5. При несанкционированных отходах судна от причала должно срабатывать автоматическое устройство аварийного отсоединения стендера.
Стендеры должны иметь приводные муфты аварийного разъединения (далее - ПМАР), предназначенные для быстрого отсоединения грузового стендера в случае аварии или в том случае, когда он выйдет за пределы его рабочей зоны действия
2.4.6. Для предотвращения пролива нефтепродуктов стендеры должны иметь систему аварийного разъединения (САР) срабатывающую следующими способами:
автоматически, когда стендер достигает обусловленного граничного положения;
дистанционно с учетом нажатия кнопки на центральном пульте управления;
вручную посредством управления гидравлическими клапанами, в случае прекращения подачи электроэнергии на терминал.
Клапаны САР, встроенные в верхнюю и нижнюю части ПМАР, должны быть гидравлически или механически сблокированы.
2.4.7. Стендеры должны иметь достаточную безопасную рабочую зону движения, чтобы неизбежное движение танкера у причала не вызвало чрезмерного напряжения в стендерах.
2.4.8. Стендеры подлежат периодической проверке по графику, утвержденному эксплуатирующей организацией.
2.4.9. Береговой трубопровод в районе причала должен быть оборудован системой сброса давления в уравнительные резервуары, снижающей воздействие возможного гидравлического удара.
Для недопущения гидравлического удара следует предусмотреть следующие меры:
регулирование линейной скорости потока, то есть интенсивности перекачки продукта, до величины, смягчающей воздействие гидравлического удара;
увеличение времени закрытия регулирующего клапана;
использование систем сброса давления в уравнительные резервуары, снижающие воздействие возможного гидравлического удара.
2.4.10. Береговой трубопровод, по которому осуществляется загрузка или разгрузка танкера, должен иметь систему сброса давления в уравнительные резервуары с пропускной способностью, обеспечивающей предотвращение повышения давления выше расчетного давления берегового трубопровода.
2.4.11. При расположении береговых насосов более чем в 100 метрах от причала автоматические предохранительные клапаны должны быть установлены на причале, чтобы исключить возможное повышение давления потоком нефти или нефтепродукта.
2.4.12. На причале должны быть установлено аварийное отключение береговых грузовых насосов для их оперативной остановки в случае аварии.
2.4.13. Трубопроводы на причале должны иметь аварийную арматуру для безопасного управления сливом или наливом при возможных авариях. Места установки аварийной арматуры (расстояние от шлангоприемников или стендеров) обосновываются в проектной документации.
2.4.14. Береговой трубопровод должен быть оборудован прибором, показывающим скорость потока нефти или нефтепродукта, с целью недопущения превышения установленной скорости и образования опасных зарядов статического электричества.
2.4.15. На береговом трубопроводе, предназначенном для выгрузки из танкера нефти, нефтепродукта или балласта, должен быть установлен в районе шлангоприемников обратный клапан, закрывающийся при падении давления со стороны судна.
2.4.16. При наливе светлых нефтепродуктов в танкера на береговом трубопроводе перед стендерами следует устанавливать нейтрализатор статического электричества.
Установка нейтрализатора статического электричества при перекачке темных нефтепродуктов устанавливается проектом.
2.4.17. Шланги должны обеспечивать безопасность грузовых операций в зависимости от физико-химических свойств перемещаемой среды, параметров давления и температуры и размера судового трубопровода.
2.4.18. Каждый шланг должен иметь сертификат изготовителя и маркировку с указанием следующих данных:
названия нефтепродукта, для которого он предназначен;
даты изготовления;
значение величины разрывного давления;
значение величины рабочего давления;
срока, после которого шланг должен проходить испытание;
даты последнего испытания, с указанием давления, при котором он испытывался.
2.4.19. Грузовые шланги, находящиеся в эксплуатации, подлежат:
визуальному контролю на наличие износа/повреждения;
испытанию давлением, значение которого составляет 1,5 номинального рабочего давления для выявления утечки содержимого шланга или смещения его концевых соединительных устройств;
определению электрической проводимости.
2.4.20. Каждый причал должен быть оборудован переносными средствами двусторонней связи между лицами, ответственными за проведение сливо-наливных операций на судне и на причале.
2.4.21. Во время грозы и сильного ветра более 15 метров в секунду не допускается проведение сливоналивных операций с ЛВЖ.
2.4.22. При погрузке и выгрузке в стендере или в грузовой шланговой линии в месте присоединения к манифольду судна следует использовать электроизолирующее фланцевое соединение или токонепроводящий шланг.
2.5.1. Для вновь строящихся и реконструируемых складов нефти и нефтепродуктов не допускается хранение нефти и нефтепродуктов в заглубленных и подземных резервуарах.
2.5.2. Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от общей вместимости склада и максимального объема одного резервуара категорируются в соответствии с положениями Федерального закона от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности".
2.5.3. При применении стальных резервуаров с защитной стенкой (типа "стакан в стакане") должен быть обеспечен контроль утечек продукта в межстенное пространство по прямому (утечки) или косвенному (загазованность) параметрам. При обнаружении нарушения герметичности основного резервуара он должен был выведен из эксплуатации.
2.5.4. Стальные вертикальные резервуары, в зависимости от их назначения, должны быть оснащены:
приемо-раздаточные патрубки с запорной арматурой;
дыхательная и предохранительная арматура;
устройства для отбора проб и удаления подтоварной воды;
приборы контроля, сигнализации и защиты;
устройства для подогрева высоковязких и застывающих нефти и нефтепродуктов;
противопожарное оборудование;
вентиляционные патрубки с огнепреградителями;
устройствами молниезащиты, заземления и защиты от статического электричества.
Полный комплект устанавливаемых на резервуаре устройств и оборудования и схема их расположения обосновываются в проектной документации.
2.5.5. Резервуары для авиационных топлив должны быть оборудованы плавающими устройствами для верхнего забора топлива.
Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах с плавающей крышей.
2.5.6. Устанавливаемое на резервуарах для хранения нефти и нефтепродуктов оборудование, арматура и приборы контроля, сигнализации и защиты должны обеспечивать безопасную эксплуатацию резервуаров при:
наполнении, хранении и опорожнении;
зачистке и ремонте;
отстое и удалении подтоварной воды;
отборе проб;
замере уровня, температуры, давления.
2.5.7. Резервуары должны изготавливаться в соответствии с проектной документацией. На каждый резервуар должен составляться паспорт. На корпус резервуара должен наноситься номер, обозначенный в его паспорте.
2.5.8. Производительность наполнения (опорожнения) резервуаров не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных и предохранительных устройств.
2.5.9. Максимальная производительность наполнения (опорожнения) для резервуаров с плавающей крышей или понтоном ограничивается допустимой скоростью движения понтона (плавающей крыши), которая не должна превышать для резервуаров емкостью до 30000 кубических метров - 6 метров в час, для резервуаров емкостью свыше 30000 кубических метров - 4 метра в час. При этом скорость понтона при сдвиге не должна превышать 2,5 метров в час.
2.5.10. Давление в резервуарах должно поддерживаться посредством установленной дыхательной и предохранительной арматуры. Дыхательная арматура должна выбираться в зависимости от типа резервуара и хранимого продукта.
2.5.11. При установке на резервуарах гидравлических клапанов последние должны быть заполнены трудно испаряющейся, некристаллизующейся, неполимеризующейся и незамерзающей жидкостью.
2.5.12. Для обеспечения нормальной работы дыхательных клапанов в зимний период необходимо регулярно очищать их от инея с целью недопущения уменьшения их пропускной способности. Сроки между осмотрами устанавливаются в технической документации организации-изготовителя.
2.5.13. На резервуарах, оборудованных дыхательными клапанами, должны устанавливаться предохранительные клапаны равнозначной пропускной способности. Дыхательные и предохранительные клапаны устанавливаются на самостоятельных патрубках.
2.5.14. Материал уплотнителей (затворов) понтонов и плавающих крыш должен выбираться с учетом совместимости с хранимым продуктом, газонепроницаемости, старения, прочности на истирание, температуры и обосновываться в проектной документации.
2.5.15. Трубопроводная обвязка резервуаров и насосов должна обеспечивать возможность перекачки продуктов из одного резервуара в другие в случае возможной аварии. Для аварийного освобождения резервуары для хранения ЛВЖ и ГЖ оснащаются запорной арматурой с дистанционным управлением. Управление запорной арматурой с дистанционным управлением производится из операторной, а также мест, доступных и безопасных для обслуживания в аварийных условиях. Время срабатывания арматуры устанавливается в проектной документации.
2.5.16. Для исключения загазованности (образования взрывоопасной концентрации паров нефтепродуктов), сокращения потерь нефтепродуктов, а также предотвращения загрязнения окружающей среды группы резервуаров со стационарными крышами без понтонов, предназначенные для хранения бензинов, оборудуются газоуравнительными системами или системами улавливания и рекуперации паров.
При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой не допускается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными бензинами.
2.5.17. При оснащении резервуаров газоуравнительной системой следует предусматривать средства дистанционного отключения каждого резервуара от этой системы в случае его аварийного состояния в целях недопущения развития аварии по газоуравнительной системе.
2.5.18. Для исключения образования взрывоопасной концентрации паров резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов со стационарными крышами без понтонов оборудуются "азотной подушкой". При хранении нефтепродуктов под "азотной подушкой" в группах резервуаров последние оборудуются общей газоуравнительной линией со сбросом газа через гидрозатвор в атмосферу на свечу рассеивания при "малых дыханиях" и при наполнении резервуаров.
2.5.19. Свеча рассеивания для сброса паров нефти и нефтепродуктов должна обеспечивать условия рассеивания газа, исключающие образование взрывоопасных концентраций в зоне размещения технологического оборудования, зданий и сооружений. Место размещения и высота свечи рассеивания должны определяться в проектной документации.
2.5.20. Резервуары для нефти и нефтепродуктов должны быть оснащены системами контроля и автоматизации в соответствии с проектной документацией.
2.5.21. Для удаления подтоварной воды из вертикальных цилиндрических резервуаров, предназначенных для хранения нефти и нефтепродуктов, должна быть предусмотрена система дренирования подтоварной воды.
При хранении нефтепродуктов в резервуарах не допускается наличие подтоварной воды выше минимального уровня, обеспечиваемого устройством для дренажа воды.
2.5.22. В целях предотвращения переполнения системы дренирования при автоматическом сбросе подтоварной воды должна быть выполнена блокировка, исключающая одновременный сброс в нее из нескольких резервуаров.
2.5.23. Резервуары с нефтью и нефтепродуктами должны быть оборудованы пробоотборниками, расположенными внизу. Ручной отбор проб через люк на крыше резервуара не допускается.
2.5.24. Для вновь проектируемых и реконструируемых складов нефти и нефтепродуктов резервуары с нефтью и нефтепродуктами должны быть оснащены автоматизированной системой контроля уровня с выводом показателей в помещение операторной.
2.5.25. Контроль уровня нефтепродуктов в резервуарах должен осуществляться контрольно-измерительными приборами.
2.5.26. Резервуарные парки хранения нефти и светлых нефтепродуктов для контроля загазованности по предельно допустимой концентрации и нижнему концентрационному пределу распространения пламени должны оснащаться средствами автоматического газового контроля и анализа с сигнализацией, срабатывающей при достижении концентрации паров нефтепродукта 20 процентов от НКПР.
Число и порядок размещения датчиков сигнализаторов ДВК должны определяться в проектной документации, в зависимости от вида хранящихся продуктов (ЛВЖ, ГЖ), условий их хранения, объема единичных емкостей резервуаров и порядка их размещения в составе склада.
2.5.27. Датчики сигнализаторов ДВК должны устанавливаться по периметру обвалования резервуаров с внутренней стороны на высоте 1,0 - 1,5 метров от планировочной отметки поверхности земли.
Расстояние между датчиками сигнализаторов устанавливается в зависимости от радиуса его действия, определяемого в соответствии с техническими характеристиками прибора.
2.5.28. На площадках резервуарных парков датчики ДВК должны устанавливаться в районе узла запорно-регулирующей арматуры склада (парка), расположенного за пределами обвалования.
Количество датчиков сигнализаторов должно выбираться в зависимости от площади, занимаемой узлом, и обосновываться в проектной документации в соответствии с техническими характеристиками приборов, указанных в паспортах организации-изготовителя.
2.5.29. При хранении высоковязких и застывающих нефтепродуктов должен быть предусмотрен их подогрев. Выбор вида теплоносителя и способа подогрева обосновывается в проектной документации в зависимости от вида хранимого или перекачиваемого продукта, его физико-химических свойств и показателей взрывопожароопасности, климатических условий, типа резервуаров для хранения.
2.5.30. Резервуары для мазута должны быть оборудованы устройствами подогрева мазута. При расположении внутри резервуара парового разогревающего устройства снаружи резервуара должны быть предусмотрены штуцеры для дренажа и воздушника с запорными устройствами для дренирования конденсата и отвода воздуха в период пуска.
2.5.31. Температура подогрева мазута в резервуарах должна быть ниже температуры вспышки его паров в закрытом тигле не менее чем на 15 градусов Цельсия и не превышать 90 градусов Цельсия. Температура подогреваемого в резервуаре нефтепродукта должна постоянно контролироваться с регистрацией показаний в помещении управления (операторной).
В резервуарах, оборудованных змеевиковыми подогревателями, не допускается подогрев мазута при уровне жидкости над подогревателями менее 500 миллиметров.
2.5.32. Подогреватели должны быть изготовлены из стальных бесшовных труб.
2.5.33. При хранении в резервуарах нефти, мазута и других высоковязких нефтепродуктов для предотвращения накопления осадков должна быть предусмотрена система размыва.
2.5.34. Установка электрооборудования и прокладка электрокабельных линий внутри обвалования резервуаров не допускаются, за исключением выполненных взрывозащищенными систем: электроподогрева, размыва донных отложений, электрохимзащиты от коррозии, контроля и автоматики, а также приборов местного освещения.
2.5.35. Запорное устройство (коренная задвижка), устанавливаемое непосредственно у резервуара, должно быть с ручным приводом и дублироваться установкой запорных устройств на технологических трубопроводах вне обвалования. Узлы задвижек вне обвалования должны обеспечивать необходимые технологические переключения, а также возможность надежного отключения каждого резервуара. Применение арматуры с дистанционным управлением (электроприводной или пневмоприводной) определяется условиями технологического процесса перекачки с обоснованием в проектной документации.
Управление приводами запорной арматуры должно быть дистанционным из операторной и по месту ее установки.
2.5.36. Общее освещение резервуарных парков должно осуществляться прожекторами. Прожекторные мачты устанавливаются на расстоянии не менее 10 метров от резервуаров, но во всех случаях вне обвалования или ограждающих стен.
2.5.37. Нефтепродукты должны подаваться в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания для обеспечения электростатической безопасности (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности).
При заполнении порожнего резервуара нефть (нефтепродукты) должна подаваться со скоростью не более 1 метра в секунду до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши).
2.5.38. Все технологические операции по приему, хранению и отгрузке нефти и нефтепродуктов в резервуарных парках проводятся в соответствии с требованиями производственных инструкций, утвержденных эксплуатирующей организацией и настоящих Правил.
2.5.39. В процессе эксплуатации резервуаров следует обеспечивать осмотр их технического состояния, техническое обслуживание, ремонт и техническое диагностирование в соответствии с техническими документами, разработанными и утвержденными эксплуатирующей организацией на основании требований проектной документации и нормативных документов в области промышленной безопасности.
2.5.40. При осмотре резервуаров, колодцев управления задвижками и других сооружений при наличии в них паров нефтепродуктов следует использовать изолирующие средства защиты органов дыхания.
2.6.1. Размещение складских зданий и сооружений для хранения нефтепродуктов в таре и общие требования к ним должны соответствовать требованиям Федерального закона от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности".
Хранение нефтепродуктов в таре должно осуществляться в специально оборудованных зданиях и сооружениях, под навесами и на открытых площадках.
Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов с температурой вспышки 45 градусов Цельсия и ниже на открытых площадках не допускается.
2.6.2. Виды тары для хранения, требования к ее подготовке, заполнению и маркировке, условиям хранения, а также требования безопасности при заполнении, хранении должны соответствовать требованиям технических документов по маркировке, упаковке, транспортированию и хранению.
2.6.3. Не допускается совместное хранение нефтепродуктов в одном помещении с другими веществами, пожароопасные физико-химические свойства которых способны к окислению, самонагреванию и воспламенению.
2.6.4. Складские помещения для нефтепродуктов в таре могут быть объединены в одном здании с пунктами разлива и фасовки нефтепродуктов в тару, а также с насосными и другими помещениями при обеспечении требований Федерального закона от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности".
2.6.5. Складские помещения и площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны быть оснащены средствами механизации для погрузочно-разгрузочных и транспортных операций. Дверные проемы в стенах складских зданий для нефтепродуктов в таре должны иметь размеры, обеспечивающие безопасный проезд средств механизации.
2.6.6. Складские помещения для хранения нефтепродуктов в таре должны быть оснащены:
газоанализаторами довзрывных концентраций (при хранении ЛВЖ);
системой вентиляции, обеспечивающей необходимую кратность обмена воздуха;
погрузочно-разгрузочными устройствами.
2.6.7. Полы в складских зданиях для хранения нефтепродуктов в таре должны быть выполнены из несгораемых и невпитывающих нефтепродукты материалов, а при хранении ЛВЖ - из материалов, исключающих искрообразование. Поверхность пола должна быть гладкой с уклоном для стока жидкости в приямки.
Полы в пунктах разлива и фасовки нефтепродуктов в тару, выполненные из неэлектропроводных материалов, должны быть закрыты металлическими листами с обеспечением заземления, на которые устанавливают тару (металлическую) при заполнении. Допускается осуществлять заземление бочек, бидонов и других передвижных емкостей путем присоединения их к заземляющему устройству медным тросиком с наконечником под болт.
2.6.8. Площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны быть с твердым покрытием и уклоном для стока воды. По периметру площадок должно предусматриваться замкнутое обвалование или ограждающая стенка из негорючих материалов высотой 0,5 метров.
2.6.9. В складских помещениях для хранения нефтепродуктов в таре запрещается расфасовывать нефтепродукты, хранить упаковочные материалы, пустую тару и другие посторонние предметы. Площадка хранения нефтепродуктов в таре должны быть оборудована отмостками и водоотводными каналами с уклоном для стока воды. Водоотводные лотки, трубопроводы, отмостки должны содержаться исправными и периодически очищаться.
2.6.10. Затаривание и расфасовка нефтепродуктов (масла, смазки) в бочки и мелкую тару должны осуществляться в пунктах разлива и фасовки нефтепродуктов. Помещения пунктов разлива и фасовки должны размещаться в зданиях или на площадках под навесом в зависимости от климатических условий и видов продукции. В зависимости от вида и объема разливаемой продукции помещение следует делить на изолированные секции.
2.6.11. Электрооборудование, электропроводка в помещениях пунктов разлива и фасовки нефтепродуктов в тару должны соответствовать требованиям технического регламента Таможенного союза "О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах" (ТР ТС 012/2011), утвержденного решением Комиссии Таможенного союза от 18 октября 2011 г. N 825 "О принятии технического регламента Таможенного союза "О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах".
2.6.12. Помещения пунктов разлива и фасовки нефтепродуктов в тару должны оснащаться автоматизированными устройствами для отпуска, затаривания и определения количества нефтепродуктов, средствами автоматического прекращения налива, системами газового анализа и аварийной вентиляции, средствами механизации погрузочных работ.
2.6.13. Разлив в мелкую тару жидкой продукции должен осуществляться на автоматических установках и автоматических линиях, обеспечивающих герметичный налив.
2.6.14. Мерные устройства, а также фасовочные агрегаты (камеры) разлива в тару жидкой продукции должны быть оборудованы местными отсосами.
2.6.15. При наливе ЛВЖ в металлические бочки патрубок наливного шланга должен быть опущен до дна. Патрубок, шланг и бочка должны быть заземлены.
2.6.16. Не допускается производить налив ЛВЖ и ГЖ в бочки, установленные непосредственно на автомашинах.
2.6.17. Подключение пунктов разлива и фасовки нефтепродуктов в тару к основным трубопроводам следует производить посредством запорной арматуры с дистанционным и/или местным управлением. Выбор управления арматурой обосновывается в проектной документации.
2.6.18. Перед помещением пунктов разлива и фасовки нефтепродуктов в тару следует размещать погрузочно-разгрузочные площадки (пандусы), оборудованные средствами механизации.
2.6.19. Раздаточные резервуары с нефтепродуктами единичной вместимостью до 25 кубических метров включительно при общей вместимости до 200 кубических метров, в зависимости от вида отпускаемых нефтепродуктов, размещают в помещении пунктов разлива и фасовки:
при условии обеспечения отвода паров из резервуаров за пределы помещений и заборных устройств приточной вентиляции;
на расстоянии 2 метров от сплошной (без проемов) стены помещения;
при наличии ограждающих устройств (бортиков), ограничивающих площадь разлива нефтепродукта.
2.6.20. Все технологические операции по приему, по приему, хранению и разливу нефтепродуктов в тару проводятся в соответствии с требованиями производственных инструкций, утвержденных эксплуатирующей организацией и настоящих Правил.
2.7.1. К технологическим трубопроводам относятся трубопроводы, предназначенные для перемещения в пределах склада нефти и нефтепродуктов, вспомогательных материалов, включающих в том числе газы, отработанные нефтепродукты, и обеспечивающие ведение технологических операций и эксплуатацию оборудования, а также нефтепродуктопроводы, по которым производится отпуск нефтепродуктов близлежащим организациям, находящиеся на балансе организаций, эксплуатирующих склады нефти и нефтепродуктов (между складом нефтеперерабатывающими заводами, наливными причалами, отдельно стоящими железнодорожными и автомобильными эстакадами).
2.7.2. Устройство и эксплуатация технологических трубопроводов в составе складов нефти и нефтепродуктов осуществляются в соответствии с требованиями федеральных норм и правил в области промышленной безопасности.
2.7.3. Организации, осуществляющие эксплуатацию технологических трубопроводов на складах нефти и нефтепродуктов, несут ответственность за безопасную эксплуатацию, контроль за своевременным и качественным проведением ревизии и ремонта, а также проведением экспертизы промышленной безопасности технологических трубопроводов.
2.7.4. В проектной документации должен быть определен назначенный срок службы, категория и группа трубопровода.
2.7.5. Для транспортирования нефти и нефтепродуктов должны применяться стальные технологические трубопроводы. Применение труб из стекла, а также из сгораемых и трудносгораемых материалов (фторопласт, полиэтилен, винипласт) не допускается.
2.7.6. Трубопроводы для складов авиационных топлив должны изготавливаться из низкоуглеродистой стали и иметь внутреннее и наружное антикоррозионное покрытие, а при подземной прокладке - катодную защиту от блуждающих токов.
2.7.7. Не допускается применение в конструкциях трубопроводов для авиационных топлив материалов из медных и кадмиевых сплавов и оцинкованной стали.
2.7.8. Технологические трубопроводы для нефти и нефтепродуктов, прокладываемые на территории складов нефти и нефтепродуктов, должны быть надземными на несгораемых конструкциях, эстакадах, стойках и опорах.
Допускается прокладка трубопроводах в непроходных каналах на участках присоединения к насосам и в местах пересечения автомобильных дорог и железнодорожных путей.
2.7.9. Надземные технологические трубопроводы, прокладываемые на отдельных опорах, эстакадах, следует размещать на расстоянии не менее 3 метров от стен зданий с проемами и не менее 0,5 метров от стен зданий без проемов.
2.7.10. Технологические трубопроводы должны выполняться из электросварных и бесшовных труб, в том числе с антикоррозионным покрытием. Выбор труб должен приниматься в зависимости от свойств перекачиваемой среды и рабочих параметров и обосновываться в проектной документации.
2.7.11. Соединения трубопроводов между собой должны выполняться сварными. При перекачке по трубопроводам вязких и застывающих нефтепродуктов, установка фланцевых соединений с применением прокладок из несгораемых материалов в местах установки арматуры и соединения с оборудованием обосновывается в проектной документации.
2.7.12. На технологических трубопроводах при возможном повышении давления выше расчетного должны устанавливаться предохранительные клапаны, сбросы от которых должны направляться в закрытые системы. Технические решения по установке предохранительных клапанов и сбросам в закрытые системы обосновываются в проектной документации.
2.7.13. На технологических трубопроводах не допускается наличие тупиковых участков и образования застойных зон.
В низких точках трубопроводов должны быть предусмотрены дренажные устройства с запорной арматурой.
2.7.14. Прокладка трубопроводов для нефти и нефтепродуктов должна производиться с уклоном для возможности их опорожнения при остановках, при этом уклоны для трубопроводов следует принимать не менее:
для светлых нефтепродуктов - 0,002-0,003;
для горючих нефтепродуктов - 0,005;
для высоковязких и застывающих нефтепродуктов - 0,02.
2.7.15. Подвод инертного газа или пара для продувки трубопроводов должен производиться в начальных и конечных точках трубопровода. Для этого должны быть предусмотрены штуцеры с арматурой и заглушкой.
2.7.16. Трубопроводы для перекачки вязких продуктов должны иметь наружный обогрев. В качестве теплоносителей могут быть использованы пар, промтеплофикационная вода и электрообогрев. В случае применения электрообогрева с помощью ленточных нагревателей последние должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении.
2.7.17. Для транспортировки мазута по технологическим трубопроводам следует применять стальные бесшовные трубы, изготовленные из спокойных углеродистых и низколегированных сталей.
2.7.18. Температурные деформации трубопроводов для транспортирования мазута должны компенсироваться за счет поворотов и изгибов трассы трубопроводов (самокомпенсация) или установкой специальных компенсирующих устройств (П-образных компенсаторов).
2.7.19. Применение сальниковых, линзовых и волнистых компенсаторов на трубопроводах для транспортирования мазута не допускается.
2.7.20. На трубопроводах для транспортирования нефти и нефтепродуктов устанавливается арматура в соответствии с проектной документацией.
Класс герметичности затвора арматуры обосновывается в проектной документации исходя из физико-химических свойств перемещаемых нефтепродуктов.
2.7.21. Запорная арматура, установленная на трубопроводах с условным диаметром более 400 миллиметров, должна иметь механический привод (электро-, пневмо- или гидропривод) с дистанционным управлением и ручным дублированием.
2.7.22. Конструкция уплотнений, сальниковые набивки, материалы прокладок и монтаж фланцевых соединений на технологических трубопроводах должны обеспечивать необходимую степень герметичности в течение межремонтного периода эксплуатации технологической системы.
2.8.1. Под понятием насосной установки (станции) следует понимать один насосный агрегат или группу насосных агрегатов. Насосные установки (станции) нефти и нефтепродуктов могут быть закрытыми (в зданиях) и открытыми (под навесами).
2.8.2. В открытых насосных станциях, расположенных под навесами, площадь устраиваемых в них боковых ограждений должна составлять не более 50 процентов общей площади закрываемой стороны (считая по высоте от пола до выступающей части перекрытия или покрытия насосной станции).
Защитные боковые ограждения открытых насосных станций должны быть выполнены из негорючих материалов и по условиям естественной вентиляции не доходить до пола и покрытия (перекрытия) насосной станции не менее чем на 0,3 метров.
2.8.3. Материальное исполнение насоса и его деталей должны обеспечивать безопасную эксплуатацию на весь срок службы.
Для нагнетания ЛВЖ и ГЖ должны применяться центробежные насосы бессальниковые с двойным торцевым, а в обоснованных случаях - с одинарным торцевым с дополнительным уплотнением. В качестве затворной жидкости должны использоваться негорючие и (или) нейтральные к перекачиваемой среде жидкости.
При обосновании в проекте для нагнетания ЛВЖ и ГЖ при малых объемных скоростях подачи, в том числе в системах дозирования, допускается применение поршневых насосов.
При выборе насосов должны учитываться технические требования к безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах и настоящих Правил, а также требования технических документов организации-изготовителя.
2.8.4. На нагнетательном трубопроводе должна быть предусмотрена установка обратного клапана для предотвращения перемещения транспортируемых веществ обратным ходом.
2.8.5. Ограничение максимальной скорости подачи ЛВЖ и ГЖ до регламентированных значений должно обеспечиваться перепуском части нефтепродукта во всасывающий трубопровод насоса или установкой частотно-регулируемого электропривода насоса.
2.8.6. Насосы оснащаются системами управления, сигнализации и блокировок, обеспечивающими их безопасную эксплуатацию в соответствии с требованиями проектной документации и технической документации организации-изготовителя.
2.8.7. Насосные агрегаты, перекачивающие нефть и нефтепродукты, должны иметь дистанционное отключение из операторной и по месту.
2.8.8. На линиях всасывания и нагнетания насосов следует предусматривать установку запорных или отсекающих устройств.
Тип арматуры и место ее установки на линиях всасывания и нагнетания, способ ее отключения, в том числе дистанционный, обосновываются в проектной документации в каждом конкретном случае с учетом диаметра и протяженности трубопровода и характеристики транспортируемой среды.
2.8.9. На складах нефти и нефтепродуктов следует обеспечить контроль за уровнем вибрации насосных агрегатов с целью обеспечения их безопасной эксплуатации.
2.8.10. Не допускается пуск в работу и эксплуатация насосных агрегатов при отсутствии ограждения на подвижных частях.
2.8.11. В закрытых насосных станциях полы должны быть выполнены из негорючих и стойких к воздействию нефтепродуктов материалов. В полах должны располагаться дренажные лотки. Лотки должны быть надлежащим образом закрыты, их дно и стенки должны быть непроницаемыми для воды и нефтепродуктов. Лотки должны быть соединены с канализацией через гидрозатворы и иметь постоянный уклон в ее сторону.
2.8.12. Размещение насосных станций следует выполнять в соответствии с требованиями проектной документации, технических регламентов, законодательства о градостроительной деятельности и настоящих Правил.
Расположение насосов, трубопроводов и арматуры в помещениях насосных станций должно обеспечивать безопасное проведение работ по их техническому обслуживанию, осмотру, ремонту и монтажу (демонтажу).
2.8.13. Для проектируемых и реконструируемых складов нефти и нефтепродуктов строительство заглубленных насосных станций не допускается.
2.8.14. При установке насосных агрегатов, перекачивающих высоковязкие, обводненные или застывающие при температуре наружного воздуха нефтепродукты на открытых площадках, должны быть соблюдены требования, обеспечивающие непрерывность их работы (теплоизоляция, обогрев насосов и трубопроводов, наличие систем продувки, промывки, пропарки насосов и трубопроводов).
2.8.15. Корпуса насосов, перекачивающих ЛВЖ и ГЖ, должны быть заземлены, независимо от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосами.
2.8.16. В помещениях насосных станций для контроля загазованности по НКПР нефтепродуктов следует устанавливать средства автоматического газового анализа с подачей сигнала (световой и звуковой) у входа в помещение насосной и в операторную при достижении горючих газов и паров нефтепродуктов 20 процентов объемных от НКПР.
Расстояние от газоанализатора до наиболее удаленной точки возможных утечек в группе насосов не должно превышать 4 метров (по горизонтали). В помещении насосной следует устанавливать не менее 2 датчиков газоанализаторов.
Места установки и количество датчиков или пробоотборных устройств определяются в проектной документации.
Включение аварийной вентиляции осуществляется при достижении горючих газов и паров нефтепродуктов 50 процентов объемных от НКПР.
Все случаи загазованности должны регистрироваться приборами с автоматической записью и документироваться.
2.8.17. Закрытые насосные станции должны быть оборудованы постоянно действующей приточно-вытяжной вентиляцией. При отключенной вентиляции работа насосов не допускается.
Оборудование закрытой насосной станции аварийной вентиляцией определяется проектной документацией в зависимости от физико-химических свойств перекачиваемых нефтепродуктов.
2.8.18. Насосные станции должны быть оборудованы грузоподъемными устройствами для ремонта технологического оборудования.
2.8.19. Каждый насосный агрегат должен иметь паспорт организации-изготовителя, в который заносятся все сведения по ремонту и замене комплектующих частей. В паспорте насосного агрегата должен быть указан его срок службы.
2.8.20. Монтаж, наладку и испытания насосов следует производить согласно требованиям проектной документации и технической документации организации-изготовителя.
2.9.1. Для исключения загазованности (образования взрывоопасной концентрации паров нефтепродуктов), сокращения потерь нефтепродуктов, а также предотвращения загрязнения окружающей среды при наливе светлых нефтепродуктов с упругостью паров (давлением насыщенных паров) выше 66,65 килопаскаля в железнодорожные, автомобильные цистерны и танкеры в составе сливо-наливных эстакад должны быть предусмотрены стационарные установки организованного сбора и утилизации парогазовой фазы.
2.9.2. Резервуар для сбора паров должен быть оборудован предохранительным клапаном, огнепреградителем, приборами контроля и противоаварийной автоматической защиты (далее - ПАЗ).
2.9.3. Оборудование и трубопроводы, применяемые в установке по улавливанию паров с системой захолаживания, должны соответствовать требованиям к устройству и безопасной эксплуатации холодильных систем.
2.9.4. При применении сепаратора на установке по улавливанию паров должна быть выполнена система автоматической откачки конденсата из сепаратора в предназначенную для этой цели сборную емкость.
3.1.1. На складах нефти и нефтепродуктов системы контроля, автоматического и дистанционного управления и регулирования, сигнализации и ПАЗ, а также системы связи и оповещения об аварии, в том числе поставляемые комплектно с оборудованием должны отвечать требованиям проектной документации, технических регламентов, нормативных правовых актов в области промышленной безопасности и настоящих Правил.
3.1.2. Перечень уставок срабатывания блокировок и сигнализации, предусмотренных проектом, утверждается эксплуатирующей организацией.
3.1.3. Электрические средства систем управления, контроля, ПАЗ, связи и оповещения во взрывопожароопасных зонах производственных помещений и наружных установок должны соответствовать требованиям технического регламента Таможенного союза "О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах".
3.1.4. Приборы контроля и автоматизации, устанавливаемые на открытом воздухе, исполнение которых не соответствует климатическим условиям, должны размещаться в закрытых обогреваемых шкафах.
3.1.5. Управление и контроль процессами перекачки по трубопроводам нефти и нефтепродуктов на складах, а также слива и налива должны осуществляться централизованно из пункта управления - операторных и/или диспетчерской.
3.1.6. В помещении управления должна предусматриваться световая и звуковая сигнализация для контроля загазованности производственных помещений и территории складов нефти и нефтепродуктов.
3.1.7. Ведение технологических операций и эксплуатация оборудования с неисправными или отключенными приборами, входящими в системы контроля, управления и ПАЗ не допускается.
3.1.8. На период замены элементов системы контроля или управления должны быть предусмотрены меры и средства, обеспечивающие безопасность проведения технологических операций в ручном режиме. Указанные меры и средства по проведению технологических операций в ручном режиме должны быть отражены в инструкции по ведению технологических операций, утвержденной эксплуатирующей организацией.
3.1.9. В системах контроля, управления и ПАЗ, связи и оповещения не допускается использовать приборы, отработавшие назначенный срок службы.
3.1.10. При осуществлении технологических операций при хранении и перекачке нефтепродуктов значения предельных параметров, установленных в проектной документации, указываются в инструкции на проведение указанных операций, утвержденной эксплуатирующей организацией.
3.1.11. Все средства измерений подлежат поверке. Порядок проведения поверки средств измерения производится в соответствии с требованиями Федерального закона от 26 июня 2008 г. N 102-ФЗ "Об обеспечении единства измерений" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 26, ст. 3021; 2011, N 30 (ч.I), ст. 4590; N 49 (ч.I), ст.7025; 2012, N 31, ст. 4322).
3.2.1. Электроснабжение электроприемников по категории надежности складов нефти и нефтепродуктов определяются в проектной документации.
Для особо ответственных электроприемников (электропитание систем АСУ ТП, ПАЗ, связи и оповещения) снабжение электроэнергией следует выполнять по особой группе 1-й категории надежности.
3.2.2. Для обеспечения надежного электроснабжения в случае прекращения подачи электроэнергии от основного источника питания в системе должны применяться средства для автоматического переключения с основного источника питания на резервный.
3.2.3. Прокладка кабельных трасс должна осуществляться открытым способом в местах, исключающих воздействие высоких температур, механических повреждений.
Кабели, прокладываемые по территории складов нефти и нефтепродуктов, должны иметь изоляцию и оболочку из материалов, не распространяющих горение.
3.2.4. Размещение электрошкафов и электропроводок внутри обвалования резервуарных парков не допускается.
3.2.5. Отверстия в стенах и полах для прохода кабелей и труб должны быть плотно заделаны несгораемыми материалами.
3.2.6. На складах нефти и нефтепродуктов допускается прокладка кабельных трасс и технологических трубопроводов на общих строительных конструкциях при обосновании принятых технических решений в проектной документации.
3.2.7. Для временного освещения взрывопожароопасных помещений, открытых площадок аппаратуры, арматуры и другого оборудования следует применять переносные фонари во взрывозащищенном исполнении.
3.2.8. Электрооборудование для наружных установок, которое размещают вне взрывоопасной зоны, должно иметь закрытое или закрытое обдуваемое исполнение с защитой от атмосферных воздействий с учетом климатически факторов.
3.2.9. На складах нефти и нефтепродуктов для перемещения по территории тарных грузов следует применять электрифицированный транспорт (самоходные аккумуляторные тележки (электрокары), электропогрузчики и тягачи) во взрывозащищенном исполнении.
3.2.10. При эксплуатации электрифицированных подъемно-транспортных устройств (тельферы, краны, лебедки) применение троллейных проводов и открытых токосъемников в помещениях взрывоопасных категорий не допускается.
3.2.11. Устройства для подключения передвижного и переносного электрооборудования должны размещаться вне взрывоопасных зон.
3.3.1. Здания и сооружения складов нефти и нефтепродуктов должны быть оборудованы защитой от прямых ударов молнии, вторичных ее проявлений и заноса высокого потенциала через наземные (надземные) и подземные металлические коммуникации в соответствии с требованиями нормативных документов по устройству молниезащиты зданий и сооружений и защите от статического электричества.
Тип и размещение устройств молниезащиты выбираются на стадии проектирования складов нефти и нефтепродуктов.
3.3.2. Дыхательная арматура резервуаров с ЛВЖ и пространство над ней, а также пространство над срезом горловины цистерн с ЛВЖ при открытом наливе продукта на наливной эстакаде, ограниченное цилиндром высотой 2,5 метра и радиусом 5 метров, должны быть защищены от прямых ударов молнии.
3.3.3. Для защиты зданий (сооружений) от вторичных проявлений молнии должны быть предусмотрены следующие меры:
металлические конструкции и корпуса всего оборудования и аппаратов, находящихся в защищаемом здании (сооружении), должны быть присоединены к заземляющему устройству электроустановок или к железобетонному фундаменту здания при условии обеспечения непрерывной электрической связи по их арматуре и присоединения к закладным деталям с помощью сварки;
в соединениях элементов трубопроводов или других протяженных металлических предметов должны быть обеспечены переходные сопротивления не более 0,03 Ом на каждый контакт.
3.3.4. Заземленное металлическое оборудование, покрытое лакокрасочными материалами, считается электростатически заземленным, если сопротивление любой точки его внутренней и внешней поверхности относительно магистрали заземления не превышает 10 Ом.
Измерение указанного сопротивления должно проводиться при относительной влажности окружающего воздуха не выше 60 процентов, при этом площадь соприкосновения измерительного электрода с поверхностью оборудования не должна превышать 20 квадратных сантиметров. При измерениях электрод должен располагаться в точках поверхности оборудования, наиболее удаленных от точек контакта поверхности с заземленными металлическими элементами, деталями, арматурой.
3.3.5. Соединения молниеприемников с токоотводами и токоотводов с заземлителями должны выполняться сваркой, а при недопустимости огневых работ разрешается выполнение болтовых соединений с переходным сопротивлением не более 0,05 Ом при условии обязательного ежегодного контроля сопротивления перед началом грозового периода.
3.3.6. Заземлители, токоотводы подвергаются периодическому контролю один раз в пять лет. Ежегодно 20 процентов от общего количества заземлителей и токоотводов подлежит вскрытию и проверке на поражение их коррозией. При поражении коррозией более 25 процентов площади поперечного сечения заземлители и токоотводы подлежат замене.
Результаты проведенных проверок и осмотров заносятся в паспорт молниезащитного устройства и журнал учета состояния молниезащитных устройств.
3.3.7. Для защиты от проявлений статического электричества подлежат заземлению:
наземные резервуары для ЛВЖ и ГЖ и других жидкостей, являющихся диэлектриками и способные при испарении создавать взрывоопасные смеси паров с воздухом;
наземные трубопроводы через каждые 200 метров и дополнительно на каждом ответвлении с присоединением каждого ответвления к заземлителю;
металлические оголовки и патрубки гибких шлангов для слива и налива нефти и нефтепродуктов;
железнодорожные рельсы сливоналивных участков, электрически соединенные между собой, а также металлические конструкции сливоналивных эстакад с двух сторон по длине;
металлические конструкции автоналивных устройств;
все механизмы и оборудование насосных станций для перекачки нефтепродуктов;
металлические воздуховоды и кожухи изоляции вентиляционных систем во взрывоопасных помещениях через каждые 40 - 50 метров.
3.3.8. Заземляющее устройство для защиты от статического электричества следует объединять с заземляющими устройствами для защиты электрооборудования и молниезащиты. Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного только для защиты от статического электричества, должно быть не более 100 Ом.
3.3.9. Соединение между собой неподвижных металлических конструкций (резервуары, трубопроводы и т.д.), а также присоединение их к заземлителям следует выполнять из полосовой стали сечением не менее 48 квадратных миллиметров или круглой стали диаметром более 6 миллиметров на сварке или с помощью болтов.
3.3.10. Резиновые (либо другие из неэлектропроводных материалов) шланги с металлическими наконечниками, используемые для налива жидкостей в железнодорожные цистерны, автомобильной цистерны, наливные суда и другие передвижные сосуды и аппараты, должны быть заземлены (обвиты медной проволокой диаметром не менее 2 миллиметров (или медным тросиком сечением не менее 6 квадратных миллиметров) с шагом витка не более 100 миллиметров. Один конец проволоки (или тросика) соединяется пайкой (или под болт) с металлическими заземленными частями трубопровода, а другой - с металлическим наконечником шланга.
Наконечники шланга должны быть изготовлены из металла, не дающего искры при ударе.
3.3.11. Защита от электростатической индукции должна обеспечиваться присоединением всего оборудования и аппаратов, находящихся в зданиях, сооружениях и установках, к контуру защитного заземления.
3.3.12. Для защиты от электромагнитной индукции между трубопроводами и другими протяженными металлическими предметами (каркас сооружения, оболочки кабелей), проложенными внутри здания (сооружения), в местах их взаимного сближения на расстоянии 10 сантиметров и менее, через каждые 20 метров длины необходимо приваривать или припаивать металлические перемычки, чтобы не допускать образование незамкнутых контуров.
Перемычки должны быть изготовлены из стальной проволоки диаметром не менее 5 миллиметров или стальной ленты сечением не менее 24 квадратных миллиметров.
3.3.13. Для защиты от заносов высоких потенциалов по подземным металлическим коммуникациям (трубопроводам, кабелям, в том числе проложенным в каналах и тоннелях) необходимо при вводе в сооружение присоединить коммуникации к заземлителю электроустановок или к заземлителю от прямых ударов молнии.
3.3.14. Устройства, предназначенные для вторичных проявлений молнии, должны быть использованы для защиты зданий и сооружений от статического электричества.
3.4.1. Склады нефти и нефтепродуктов должны быть оборудованы системами двухсторонней громкоговорящей или телефонной или радио- связью.
3.4.2. Перечень производственных участков и структурных подразделений, с которыми устанавливается связь, а также виды связи определяются в проектной документации.
3.4.3. На всех производственных площадках складов нефти и нефтепродуктов должны быть предусмотрены технические средства, обеспечивающие оповещение об обнаружении аварийных выбросов горючих паров или разливов нефти и нефтепродуктов.
3.4.4. Организация, порядок оповещения и действия производственного персонала при авариях устанавливаются ПМЛА и ПЛРН.
3.5.1. Системы отопления и вентиляции по назначению, устройству, техническим характеристикам, исполнению, обслуживанию и условиям эксплуатации должны соответствовать требованиям технических регламентов, нормативных правовых актов в области промышленной безопасности и настоящих Правил.
3.5.2. В помещениях, в которых установлено электрооборудование и электроаппаратура, помещениях КИПиА, операторных, следует предусматривать воздушное отопление, совмещенное с приточной вентиляцией или кондиционированием.
Устройство систем отопления (водяное, паровое), применяемые элементы и арматура, их расположение при прокладке над помещениями, в которых установлено электрооборудование и электроаппаратура, помещениями КИПиА должны исключать попадание влаги в эти помещения при всех режимах эксплуатации и обслуживания этих систем.
3.5.3. Прокладка трубопроводов систем отопления под полом производственных помещений не допускается.
3.5.4. Прокладка транзитных трубопроводов систем отопления через помещения, в которых установлено электрооборудование и электроаппаратура, помещения КИПиА и операторные не допускается.
3.5.5. В производственных помещениях воздухообмен систем вентиляции должен обеспечивать концентрацию вредных веществ в воздухе рабочей зоны ниже предельно-допустимой концентрации, а взрывопожароопасных веществ и газов ниже НКПР
3.5.6. Для производственных помещений, в которых возможно внезапное поступление опасных веществ, следует предусматривать аварийную вентиляцию. Установка аварийной вентиляции в дополнение к постоянно действующей обосновывается в проектной документации.
3.5.7. Системы аварийной вентиляции должны включаться автоматически от установленных в помещении газоанализаторов. Кроме автоматического включения необходимо предусматривать ручное включение (местное и дистанционное из помещения управления).
3.5.8. Устройства воздухозабора для приточных систем вентиляции необходимо предусматривать из мест, исключающих попадание в систему вентиляции опасных веществ.
3.5.9. Оборудование приточных систем для помещений взрывопожароопасных категорий допускается устанавливать обычного исполнения, если на воздуховодах при выходе из венткамеры предусмотрены взрывозащищенные обратные клапаны.
3.5.10. Вентиляционное оборудование, металлические трубопроводы и воздуховоды систем отопления и вентиляции должны быть заземлены.
3.5.11. Для вентиляционных систем следует предусматривать:
автоматическое включение аварийной вентиляции от установленных в помещении газоанализаторов при достижении концентрации горючих газов и паров нефтепродуктов 50 процентов объемных от НКПР;
сигнализацию падения давления воздуха на приточных вентиляционных системах, обслуживающих помещения с подпором воздуха (тамбур-шлюзы), при подаче сигнала в помещение управления о падении давления, обеспечивающего гарантированный подпор воздуха в помещении;
сигнализацию о работе постоянно действующих вентиляционных систем с подачей сигнала в помещение управления;
автоматическое регулирование температуры воздуха в помещении или температуры приточного воздуха;
автоматическую защиту калориферов от замораживания;
автоматизацию систем кондиционирования воздуха;
автоматическое отключение вентиляционных систем при пожаре в помещении, оборудованном системой автоматического пожаротушения или сигнализации;
автоматическое включение резервного вентилятора постоянно действующих вентиляционных систем при выходе из строя рабочего с подачей сигнала о включении резерва;
автоматическое включение систем дымоудаления при пожаре.
3.5.12. Аварийное отключение всех вентиляционных систем, кроме систем, обслуживающих тамбуры-шлюзы, следует предусматривать единой кнопкой, расположенной у входов в здание и в помещении управления.
3.6.1. Проектирование, строительство и эксплуатация систем водоснабжения и канализации должны соответствовать требованиям законодательства о градостроительной деятельности, технических регламентов и настоящих Правил.
3.6.2. Электроснабжение агрегатов систем водоснабжения должно обеспечиваться по той же категории надежности, как и объектов потребителей воды на складе нефти и нефтепродуктов.
3.6.3. Насосные станции, заглубленные более чем на 0,5 метров, должны оснащаться автоматическими газоанализаторами довзрывных концентраций с выводом сигнала на пульт помещения управления. В случае загазованности насосной станции должна включаться аварийная вентиляция. Предельно допустимые значения концентрации паров нефтепродуктов, при достижении которых срабатывает сигнализация, устанавливается в проектной документации.
3.6.4. Требования по противопожарной безопасности складов нефти и нефтепродуктов и к источникам противопожарного водоснабжения должны соответствовать нормам Федерального закона от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности".
3.6.5. Осмотр и очистка водопроводов, колодцев с подземными гидрантами должны производиться по графику с соблюдением требований технических документов по организации безопасного проведения газоопасных работ, разработанных эксплуатирующей организацией.
3.6.6. Внутри обвалования группы резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов не допускается прокладка транзитных водопроводов.
3.6.7. Системы канализации должны обеспечивать удаление и очистку химически загрязненных, технологических, смывных и других сточных вод.
Не допускается сброс этих стоков в магистральную сеть канализации без предварительной локальной очистки, за исключением тех случаев, когда в эксплуатирующей организации имеются собственные очистные сооружения и магистральная сеть, предназначенная для приема таких стоков.
3.6.8. На территориях складов нефти и нефтепродуктов следует предусматривать следующие системы канализации:
бытовую;
производственную;
дождевую.
Допускается объединение систем производственной и дождевой канализации по обоснованию в проектной документации, исходя из состава и количества производственных и дождевых (ливневых) сточных вод.
3.6.9. В производственную канализацию должны отводиться следующие виды сточных вод:
подтоварные воды от отстоя нефти и нефтепродуктов;
вода, охлаждающая резервуары при пожаре;
дождевая вода с открытых площадок или обвалований;
балластные, промывочные, подсланевые и льяльные воды с наливных судов;
производственные стоки от технологического оборудования и лаборатории.
3.6.10. Сеть производственных сточных вод должна быть закрытой и выполняться из несгораемых материалов.
3.6.11. Не допускается сбрасывать взрывопожароопасные и пожароопасные нефтепродукты в канализацию, в том числе при авариях.
3.6.12. Сточные воды от зачистки и пропарки резервуаров для нефти и нефтепродуктов должны отводиться на очистные сооружения.
3.6.13. Задвижки на выпусках дождевой канализации с территории резервуарных парков нефти и нефтепродуктов должны быть в закрытом состоянии и опломбированы.
3.6.14. Из резервуарных парков высоковязких нефтепродуктов (гудрон, битум) подлежат отведению только дождевые воды.
3.6.15. На выпусках сточных вод от группы резервуаров или одного резервуара за пределами обвалования необходимо устанавливать колодцы с задвижками и колодцы с гидравлическими затворами. Высота столба жидкости в гидравлическом затворе должна быть не менее 0,25 метра. Подтоварная вода и атмосферные осадки с площадки резервуарных парков за пределы обвалования должны отводиться по раздельным системам.
3.6.16. Не допускается прямое соединение канализации загрязненных стоков с бытовой канализацией без гидрозатворов. При возможном попадании в стоки взрывопожароопасных и токсичных веществ предусматриваются средства контроля и сигнализации за их содержанием на входе в коллектор очистных сооружений, а также меры, исключающие попадание этих веществ в бытовую канализацию.
3.6.17. Колодцы на сети производственной канализации должны содержаться закрытыми в стальном или железобетонном кольце, а крышки засыпаны слоем песка не менее 10 сантиметров.
3.6.18. Колодцы на сетях канализации не допускается располагать под эстакадами технологических трубопроводов, в пределах отбортовок и обвалований отдельно стоящего оборудования, содержащих взрывоопасные продукты.
3.6.19. Осмотр и очистка канализационных колодцев, труб, лотков, гидрозатворов должны производиться с соблюдением требований технических документов по организации безопасного проведения газоопасных работ, разработанных эксплуатирующей организацией.
3.6.20. Температура производственных сточных вод при сбросе в канализацию должна быть не выше 40 градусов Цельсия.
3.6.21. Меры по очистке и удалению взрывоопасных продуктов должны исключать возможность образования в системе канализации взрывоопасной концентрации паров или газов.
3.6.22. На очистных сооружениях должны предусматриваться устройства для измерения расходов:
сточных вод, поступающих на очистные сооружения;
очищенных сточных вод, возвращаемых для повторного использования;
очищенных сточных вод, подлежащих сбросу в водоем;
циркулирующего избыточного и активного ила;
воздуха, поступающего на флотацию;
обезвоженных нефтепродуктов, откачиваемых в производство.
3.6.23. На канализационной сети до и после нефтеловушек на расстоянии не менее 10 метров должны устраиваться колодцы с гидравлическим затвором. Если для отвода нефтепродуктов устроен коллектор от нескольких нефтеловушек, то на каждом присоединении к коллектору должен устраиваться колодец с гидравлическим затвором.
3.6.24. Нефтеловушки должны выполняться из несгораемых материалов и быть закрытыми.
3.6.25. Для контроля качества сточных вод должен быть организован отбор проб этих вод и с проведением их химического анализа.
3.6.26. Производственные сточные воды на входе в очистные сооружения должны оснащаться средствами контроля содержания паров взрывоопасных нефтепродуктов и сигнализации о превышении допустимых значений. Требования к системам контроля за содержанием паров взрывоопасных нефтепродуктов определяются в проектной документации.
4.1. Работы восстановительного характера, включающие строительные, монтажные, пусконаладочные, а также работы по диагностированию оборудования должны проводиться в соответствии с требованиями нормативных правовых актов по промышленной безопасности и технических документов по организации безопасного проведения ремонтных работ, разработанных эксплуатирующей организацией.
4.2. Объем, периодичность и порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования, резервуаров и трубопроводов, систем инженерно-технического обеспечения с учетом конкретных условий эксплуатации складов нефти и нефтепродуктов определяются техническими документами, разработанными эксплуатирующей организацией.
4.3. При осмотре стальных резервуаров следует проверять состояние швов нижних поясов корпуса и уторного уголка резервуара. При обнаружении отпотин или трещин в сварных швах или в металле корпуса резервуар должен быть выведен из эксплуатации.
4.4. Результаты контроля технического состояния резервуара должны отражаться в журнале осмотра резервуара.
4.5. За осадкой основания каждого резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение. В первые четыре года после ввода резервуара в эксплуатацию (или до полной стабилизации осадки основания) необходимо ежегодно проводить нивелирование окрайки днища в абсолютных отметках, не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 метров. Результаты следует заносить в журнал нивелирования окрайки днища и паспорт резервуара. При недопустимой неравномерной осадке резервуар должен быть освобожден от нефтепродукта и выведен из эксплуатации.
4.6. В случае аварии или пожара на складе нефти и нефтепродуктов должны быть предусмотрены меры, позволяющие осуществлять перекачку нефтепродуктов, в предусмотренные для этих целей аварийный резервуар или другие резервуары, освобожденные от нефтепродуктов.
Вместимость аварийного резервуара должна быть не меньше вместимости наибольшего резервуара склада.
4.7. Зачистка железнодорожных цистерн и подготовка их к наливу осуществляются на специальных пунктах (станциях).
4.8. Зачистка резервуаров и тары производится обслуживающим персоналом эксплуатирующей организации или специализированной организацией.
4.9. Все металлические резервуары подвергаются периодической зачистке:
не менее двух раз в год - для авиационного топлива;
не менее одного раза в два года - для остальных светлых нефтепродуктов и масел;
по мере необходимости - для нефти и мазутов.
При длительном хранении нефтепродуктов зачистка металлических резервуаров производится после их опорожнения в соответствии с графиком, установленным эксплуатирующей организаций.
Металлические резервуары должны подвергаться зачистке:
при подготовке к ремонту;
при подготовке к заполнению нефтепродуктами более высокого качества, чем хранившиеся в них ранее.
4.10. Электрооборудование зачистных агрегатов, используемых при зачистке резервуаров, должно быть во взрывозащищенном исполнении и соответствовать категории и группе взрывоопасной смеси и классу взрывоопасной зоны.
4.11. При зачистке резервуаров, в которых хранились сернистые нефти и нефтепродукты, должны быть предусмотрены меры, исключающие самовозгорание пирофорных отложений.
Порядок безопасного проведения работ по очистке, дезактивации пирофорных отложений резервуаров и оборудования должен быть изложен в отдельной инструкции с учетом требований промышленной, пожарной безопасности, утвержденной эксплуатирующей организацией.
4.12. Удаление паров нефтепродуктов из резервуара до взрывобезопасной концентрации достигается в процессе промывки его специальными водными растворами с помощью специального оборудования для механизированной зачистки или пропаркой, а также тщательной вентиляцией (принудительной или естественной) резервуара после проведения указанных выше операций.
4.13. Вентиляция резервуара должна осуществляться при всех открытых люках.
Принудительная вентиляция паровоздушного пространства резервуара осуществляется вентиляторами искробезопасного исполнения с электрическими двигателями взрывозащищенного исполнения или пароэжекторами. Корпус вентилятора должен быть заземлен.
4.14. При монтаже временных трубопроводных схем, связанных с откачкой остатка, пропаркой, продувкой и промывкой с применением временных схем электроснабжения и электрооборудования, последние (переносной насос, пускатели, рубильники) должны быть во взрывозащищенном исполнении.
4.15. Трубопроводы, предназначенные для пропарки, продувки, промывки и чистки резервуара, должны быть или съемными и монтироваться перед проведением этих операций, или стационарными с установленными на них межфланцевыми заглушками при эксплуатации резервуара.
По окончании работ съемные трубопроводы должны быть демонтированы.
4.16. Работы по зачистке оборудования должны выполняться в соответствии с требованиями технических документов по организации безопасного проведения газоопасных работ, разработанных эксплуатирующей организацией.
4.17. Устранение неисправностей на работающем оборудовании не допускается.
4.18. Перед проведением операций по сливу и наливу нефти и нефтепродуктов должен проводиться осмотр сливоналивных и раздаточных устройств. Результаты осмотра должны заноситься в сменный журнал.
4.19. Исправное состояние молниезащитных устройств должно обеспечиваться при проведении периодического контроля и внеочередных осмотров.
4.20. Все ремонты молниезащитных устройств должны быть произведены до начала грозового периода (апрель).
4.21. Молниеотводы должны иметь предупредительные надписи, запрещающие приближаться к ним во время грозы на расстояние менее 4 метров.
4.22. Технические устройства, оборудование, резервуары, отработавшие нормативный срок службы, должны проходить техническое диагностирование и экспертизу промышленной безопасности. Эксплуатация технических устройств, оборудования, резервуаров без положительного заключения экспертизы промышленной безопасности не допускается.
4.23. Материалы и изделия, применяемые при ремонте оборудования и технических устройств, подлежат входному контролю. Порядок проведения и объем входного контроля материалов и изделий для ремонта оборудования и технических устройств должен быть установлен в нормативных документах эксплуатирующей организации (стандарты, положения, инструкции). При проведении входного контроля следует проверять наличие сопроводительных документов, удостоверяющих качество продукции и изделий (комплектность, упаковку, маркировку, внешний вид).
4.24. Все технические устройства, эксплуатируемые на складах нефти и нефтепродуктов, должны иметь паспорта организации-изготовителя, сертификаты или декларации соответствия требованиям технических регламентов или заключение экспертизы промышленной безопасности, если техническим регламентом не установлена иная форма оценки соответствия.
4.25. При производстве ремонтных работ на территории складов нефти и нефтепродуктов во взрывоопасных зонах необходимо пользоваться искробезопасным инструментом.
4.26. Газоопасные работы, связанные с подготовкой оборудования к ремонту и проведением ремонта, должны производиться с соблюдением требований технических документов по организации безопасного проведения газоопасных работ, разработанных эксплуатирующей организацией.
4.27. Ремонтные работы с применением огневых работ должны производиться в соответствии с требованиями технических документов по организации безопасного проведения огневых работ, разработанных и утвержденных эксплуатирующей организацией.
4.28. Работы по ремонту оборудования и технических устройств допускается выполнять подрядной организацией, занимающейся сервисным обслуживанием. Руководители и специалисты подрядной организации должны быть аттестованы в области промышленной безопасности.
4.29. Для подъема и перемещения отдельных узлов и оборудования должны быть предусмотрены стационарные или передвижные грузоподъемные механизмы.
5.1. Размещение складов нефти и нефтепродуктов, их объемно-планировочные решения должны соответствовать требованиям законодательству о градостроительной деятельности, технических регламентов и настоящих Правил.
5.2. Все подземные коммуникации и кабельные трассы должны иметь опознавательные знаки, позволяющие определять место их расположения и назначение.
5.3. Склады нефти и нефтепродуктов должны иметь исполнительный план коммуникаций. При осуществлении реконструкции складов нефти и нефтепродуктов, размещении новых и ликвидации существующих объектов эксплуатирующая организация передает проектной организации исполнительный план коммуникаций и исполнительный генеральный план.
5.4. Не допускается производить земляные работы на территории складов нефти и нефтепродуктов без оформления наряда-допуска, оформленного в соответствии с требованиями технических документов по организации безопасного проведения земляных работ, разработанных эксплуатирующей организацией.
5.5. На входных дверях производственных помещений должны быть нанесены надписи, обозначающие категории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности и классы взрывоопасных зон.
5.6. На территории складов нефти и нефтепродуктов должен быть установлен прибор, определяющий направление и скорость ветра. Место установки прибора обосновывается в проектной документации.
5.7. Не допускается загромождение и загрязнение дорог, проездов, проходов, подступов к противопожарному оборудованию, средствам пожаротушения, связи и сигнализации.
5.8. Противопожарные разрывы между зданиями и сооружениями не разрешается использовать под складирование материалов, оборудования, тары, стоянку транспортных средств.
5.9. Территория складов нефти и нефтепродуктов должна быть ограждена несгораемой оградой по периметру и оборудована системами охранной сигнализации в соответствии с проектной документацией.
5.10. Дороги для проезда автотранспорта, пешеходные тротуары, мосты и переходные мостики через трубопроводы и обвалования должны отвечать требованиям законодательству о градостроительной деятельности.
5.11. Перед въездом на территорию склада нефти и нефтепродуктов должна быть вывешена схема организации движения по территории и указана максимальная скорость движения транспорта. Маршруты движения въезжающего и выезжающего транспорта не должны пересекаться.
_____________________________
