Стр. 2
Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 |
199. Для пешеходного движения по территории склада нефтепродуктов должны быть устроены тротуары шириной не менее 0,75 м.
200. Подземные технологические трубопроводы, сети водопровода, канализации и теплоснабжения, кабельные и другие коммуникации, сооружения и колодцы должны иметь на поверхности земли указатели с соответствующей привязкой.
201. Ответственность за техническую эксплуатацию территории, сооружений, отдельных цехов и участков склада нефтепродуктов несут их руководители согласно приказу руководителя организации.
Глава 17
РЕЗЕРВУАРЫ
202. При проектировании, строительстве, реконструкции и модернизации резервуарных парков складов нефтепродуктов необходимо соблюдать требования, изложенные в СНБ 3.02.01-98.
203. Эксплуатация и техническое обслуживание резервуаров, ремонт и приемка новых резервуаров должны осуществляться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту, утвержденных Государственным комитетом СССР по обеспечению нефтепродуктами 26 декабря 1986 г.
204. Основания резервуаров следует защищать от размыва атмосферными водами, обеспечивать беспрепятственный их отвод с площадки резервуарного парка или от отдельно стоящего резервуара к устройствам канализации. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара.
Разность отметок диаметрально противоположных точек днища эксплуатируемых резервуаров не должна превышать 150 мм.
Откос основания резервуара должен быть покрыт несгораемым материалом.
205. Внутри обвалования резервуарного парка размещение задвижек не допускается, кроме запорных, установленных непосредственно у резервуара и предназначенных для обслуживания данного резервуара. Колодцы и камеру управления задвижками следует располагать с внешней стороны обвалования.
206. Приемка нового резервуара в эксплуатацию после монтажа осуществляется комиссией в установленном порядке.
207. Герметичность всех швов днища проверяют с помощью вакуум-камеры, а швов других частей резервуара - керосином.
При необходимости следует применять контроль сварных соединений просвечиванием, проникающим излучением или ультразвуковой дефектоскопией.
208. Приемку резервуаров в эксплуатацию проводят после испытания резервуаров на герметичность и прочность с полностью установленным на них оборудованием, внешнего осмотра и установления соответствия представленной исполнительной документации требованиям проекта.
209. 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.
210. Испытание резервуаров на герметичность должно проводиться заполнением их водой до высоты, предусмотренной проектом.
211. Перед проведением гидравлических испытаний резервуаров необходимо выполнить работы по устройству ливневой канализации. Перед началом наполнения резервуара с колодца ливневой канализации следует снять крышки, а вокруг колодца соорудить ограждение.
212. Персонал, принимающий участие в проведении гидравлических испытаний, должен пройти инструктаж. На 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.
213. 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.
214. 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 испытания прекращают и воду сливают на один пояс ниже при обнаружении трещин в поясах 1 - 4; до пояса 5 - при обнаружении трещин в поясе 6 и выше.
215. Гидравлические испытания рекомендуется проводить при температуре окружающего воздуха 5 град. С и выше. При необходимости проведения испытаний в зимнее время должны быть приняты меры по предотвращению замерзания воды в трубах и задвижек, а также обмерзания стенок резервуара. Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в процессе испытания и по истечении 24 часов на поверхности корпуса резервуара или по краям днища не появится течь и уровень не будет снижаться.
216. Испытания резервуаров на прочность проводят только на расчетную гидравлическую нагрузку. При испытании резервуаров низкого давления принимается размер избыточного давления на 25%, а вакуум на 50% больше проектной величины, если в проекте нет других указаний. Продолжительность нагрузки 30 мин.
217. При приемке из монтажа резервуаров с металлическими или синтетическими понтонами необходимо проверить:
величину зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и плотность прилегания кольцевого затвора, затворов направляющих труб, труб ручного замера уровня, сниженного пробоотборника и центральной стойки;
состояние швов и материалов ковра (непровары, разрывы, трещины, посторонние включения, расслоение и вздутие не допускаются);
состояние коробов, поплавков;
наличие крепления заземления;
крепление секций затвора с кольцом жесткости;
наличие защиты от статического электричества;
работоспособность конструкции затвора;
работоспособность дренажных устройств;
работоспособность уровнемера, пробоотборника.
218. Если при изготовлении или монтаже понтона были допущены отступления от проекта или рекомендаций организации-разработчика, приемку следует производить в присутствии представителя организации-разработчика.
219. Гидравлические испытания резервуаров с понтонами (плавающими крышами) необходимо проводить до установки уплотняющих затворов. При этом необходимо в резервуарах с плавающими крышами наблюдать за работой подвижной лестницы, дренажного устройства и другого оборудования. Скорость подъема (опускания) понтона или плавающей крыши при гидравлических испытаниях не должна превышать эксплуатационную. В начальный период наполнения резервуара водой необходимо следить через люк-лаз за подъемом понтона. Движение понтона (плавающей крыши) должно быть плавное, без рывков, шума и попадания жидкости на поверхность понтона.
220. Эксплуатация и обслуживание понтонов производятся в соответствии с технической документацией на понтоны и инструкциями по их эксплуатации.
221. Производительность наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарную пропускную способность установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.
222. При наполнении и опорожнении резервуаров с понтонами или плавающими крышами скорость подъема и опускания понтона или плавающей крыши не должна превышать 6 м/ч. Допустимая скорость подъема понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической документации на понтон.
Скорость подъема уровня нефтепродукта до нижней плоскости понтона из пенополиуретана при заполнении пустого резервуара не должна превышать 3,5 м/ч.
223. Эксплуатируемые на складах нефтепродуктов резервуары подразделяются на вертикальные стальные цилиндрические и горизонтальные стальные цилиндрические, а также на:
типовые вертикальные стальные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 20000 куб.м со стационарной крышей, рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа;
с понтоном или плавающей крышей без давления.
224. Горизонтальные надземные и подземные резервуары рассчитаны на избыточное давление 0,07 МПа при конических днищах и 0,04 МПа - при плоских днищах.
225. Каждый эксплуатирующийся резервуар должен:
соответствовать типовому проекту, иметь технический паспорт;
быть постоянно оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренным типовым проектом;
иметь порядковый номер, четко написанный на корпусе согласно технологической схеме резервуарного парка;
иметь номер заглубленного резервуара, указанный на специально установленной табличке.
226. На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта согласно приложению 6.
227. Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота (высотный трафарет), то есть расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего края замерного люка или замерной трубы в постоянной точке измерения. Величину базовой высоты следует проверять ежегодно и оформлять актом.
228. Вертикальные стальные цилиндрические резервуары должны быть оснащены следующим оборудованием:
дыхательными клапанами;
предохранительными клапанами;
огневыми предохранителями;
приборами контроля;
противопожарным оборудованием;
приемо-раздаточными патрубками;
вентиляционными патрубками;
сифонным водоспускным краном;
хлопушками;
люками-лазами;
люками световыми;
люками замерными;
устройством по отводу статического электричества.
229. Дыхательная арматура, установленная на крыше резервуара, должна быть отрегулирована на проектное давление, а правильность ее работы проверена в соответствии с инструкциями по эксплуатации и паспортами.
230. Запрещается отогревать огнем арматуру резервуара в случае замерзания. Для этой цели могут быть применены водяной пар или горячая вода.
231. Основное оборудование и арматура, установленные на резервуаре, должны подвергаться профилактическому осмотру в следующие сроки:
дыхательный клапан - не реже двух раз в месяц в теплое время года и не реже одного раза в 10 дней при отрицательной температуре окружающего воздуха;
предохранительный гидравлический клапан - не реже двух раз в месяц в теплое время года и не реже одного раза в 10 дней при отрицательной температуре окружающего воздуха;
огневой предохранитель - при положительной температуре воздуха один раз в месяц, а при отрицательной - один раз в 10 дней;
вентиляционный патрубок - один раз в месяц;
пенокамеры и пеногенераторы - один раз в месяц;
прибор для измерения уровня и отбора средней пробы, ограничитель уровня - не реже одного раза в месяц;
приемо-раздаточные патрубки - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц;
перепускное устройство на приемо-раздаточном патрубке - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц;
задвижки (запорные) - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц;
люк замерный, люк световой - при каждом пользовании, но не реже одного раза в месяц (люки световые без вскрытия);
сифонный кран - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц.
Результаты осмотра и устраненные неисправности оборудования и арматуры резервуаров заносят в журнал осмотра оборудования и арматуры согласно приложению 7.
232. Для обеспечения нормальной работы дыхательных клапанов в зимний период года необходимо регулярно очищать их от инея во избежание примерзания тарелок к седлам и перекрытия сечения клапана. В таких случаях осмотр и очистку клапанов необходимо производить через 3 - 4 дня, а иногда и чаще в зависимости от минимальной температуры окружающего воздуха и условий эксплуатации.
233. Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтепродуктами с температурой выше 0 град. С, следует оснащать непримерзающими дыхательными клапанами.
234. Специальные средства для сокращения потерь нефтепродуктов должны применяться в соответствии с проектной документацией и на основе технико-экономического обоснования.
235. Металлические резервуары необходимо периодически зачищать:
не менее двух раз в год - для реактивного топлива, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов;
не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;
не менее одного раза в два года - для масел без присадок, автомобильных бензинов, дизельного топлива, парафинов и других аналогичных им по свойствам нефтепродуктов.
Резервуары для мазутов, моторного топлива и других аналогичных по свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.
236. Резервуары зачищают также при необходимости:
смены сорта хранящегося нефтепродукта;
освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;
очередного или внеочередного ремонта, а также при проведении полной комплексной дефектоскопии.
237. Зачистку резервуаров от остатков нефтепродуктов рекомендуется производить механизированным способом с применением специальных средств и устройств, которые должны отвечать требованиям безопасности.
238. Зачистка резервуаров должна выполняться в соответствии с Инструкцией по организации безопасного проведения работ по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов, разработанной на основании Типовой инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ, утвержденной Госгортехнадзором СССР 20 февраля 1985 г., и утвержденной руководителем организации.
239. На производство зачистных работ оформляется наряд-допуск на выполнение газоопасных работ по установленной форме согласно приложению 8.
К наряду-допуску должны быть приложены схемы обвязки и установки зачистного оборудования, утвержденные руководством организации по согласованию с аварийно-спасательной службой.
240. В зависимости от выполняемых работ концентрацию паров нефтепродуктов в резервуаре необходимо обеспечить в соответствии с ГОСТ 12.1.005-88 "Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны" (далее - ГОСТ 12.1.005-88):
не более 0,1 г/куб.м - для резервуаров из-под бензинов перед их ремонтом с применением огневых работ и другими работами, связанными с пребыванием работников в резервуаре без защитных средств органов дыхания и спецодежды;
не более 2,0 г/куб.м (5% НПВ) - при выполнении огневых работ без пребывания работников внутри резервуара;
не более 8,0 г/куб.м (20% НПВ) - для резервуаров из-под светлых нефтепродуктов перед их осмотром, ремонтом (без применения огневых работ), окрашиванием, градуировкой с доступом работников внутрь резервуара в защитных средствах;
не более 12,5 г/куб.м (50% НПВ) - при выполнении указанных работ без доступа работников внутрь резервуара.
Огневые работы должны проводиться в соответствии с требованиями Правил пожарной безопасности и техники безопасности при проведении огневых работ на предприятиях Республики Беларусь, утвержденных Главным управлением пожарной охраны Министерства внутренних дел Республики Беларусь 31 июля 1992 г. и Госпроматомнадзором Республики Беларусь 28 июля 1992 г.
Допуск работников в резервуар для выполнения зачистных работ производится только в средствах защиты органов дыхания и спецодежде.
241. Бригада может приступить к работе внутри резервуара в присутствии ответственного лица только после получения акта готовности резервуара к зачистным работам и при оформленном наряде-допуске.
Перед допуском рабочих в резервуар производится контрольный анализ воздуха на содержание в нем паров нефтепродуктов и других газов. Результаты анализа оформляются справкой по форме согласно приложению 9 и заносятся в журнал учета анализов концентрации паров углеводородов и других газов по форме согласно приложению 10.
242. По окончании зачистных работ составляется акт на выполненную зачистку резервуара по форме согласно приложению 11.
243. Работы по антикоррозионной защите наружной и внутренней поверхности резервуаров выполняются в соответствии со специальными инструкциями по нанесению защитных покрытий. В качестве антикоррозийных покрытий внутренней поверхности резервуаров с нефтепродуктами применяются эмали марок XC-717, ХС-5132, ХС-928. В качестве атмосферостойких покрытий наружных поверхностей резервуаров применяются эмали марок ПФ-5135, ПФ-115 (белая), ЭФ-5144, АК-М02, AK-194, МС-17 (серая), АС-115 или аналогичные.
244. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их технического состояния в соответствии с требованиями Руководства по обследованию и дефектоскопии вертикальных стальных резервуаров, утвержденного Министерством нефтяной промышленности СССР и Государственным комитетом СССР по обеспечению нефтепродуктами 18 апреля 1985 г. Обследование и дефектоскопию резервуаров выполняют специализированные организации, имеющие разрешение на выполнение этих работ.
245. По результатам обследования и комплексной дефектоскопии составляется заключение о техническом состоянии резервуара, его пригодности к ремонту и условиях дальнейшей эксплуатации. В заключении должны быть даны предложения по ремонту резервуара. Выводы и предложения должны быть четкими и конкретными, не допускающими двоякого толкования.
246. Организация, подготовка и техническое выполнение ремонтных работ резервуаров должны выполняться в соответствии с Правилами технической эксплуатации резервуаров и инструкциями по их ремонту.
Глава 18
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ
247. В состав технологических трубопроводов входят внутрискладские трубопроводы, соединительные детали трубопроводов, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, узлы учета и контроля, фильтры-грязеуловители и другие устройства.
248. Допускается эксплуатировать сборно-разборные трубопроводы со специальными стыковыми соединительными приспособлениями, а также трубопроводы из негорючих материалов (стеклопластиков), обеспечивающих необходимую механическую, химическую и температурную стойкость и не влияющих на качество перекачиваемых нефтепродуктов. При этом должны быть предусмотрены специальные устройства для отвода статического электричества.
249. Запорная, регулирующая, предохранительная арматура должна размещаться в местах, удобных и легкодоступных для управления и обслуживания, согласно проекту.
Коренные задвижки резервуаров должны быть стальными независимо от хранимого нефтепродукта и устанавливаться непосредственно у резервуара.
250. Запорная арматура, для открытия которой требуются значительные усилия, должна быть снабжена механическим или электрическим приводом.
251. В местах установки арматуры и сложных трубопроводных узлов массой более 50 кг, требующих периодической разборки, должны быть предусмотрены переносные или стационарные средства механизации для монтажа и демонтажа арматуры.
252. В качестве запорной арматуры для трубопроводов рекомендуется применять:
дисковые затворы с дистанционным управлением;
шиберные задвижки I класса плотности;
задвижки, вентили, шаровые краны.
253. Использовать регулирующие вентили и клапаны в качестве основных запорных устройств запрещается. Кроме регулирующих вентилей и клапанов должна быть установлена запорная арматура.
254. Применяемые для технологических трубопроводов фасонные соединительные детали, фланцы, прокладки и крепежные изделия по качеству и технической характеристике материала должны отвечать требованиям эксплуатации в среде нефтепродуктов.
255. Замена прокладок и запорной арматуры на трубопроводе допускается только после снижения в нем давления до атмосферного, полного освобождения его от нефтепродукта и отключения от действующих трубопроводов с установкой заглушек на фланцевых соединениях.
256. Прокладка трубопроводов может быть наземной или подземной в зависимости от условий рельефа местности, агрессивности грунта, уровня грунтовых вод.
По трассе прокладки труб на низких опорах необходимо предусматривать планировку территории и отвод ливневых вод.
В местах прохода обслуживающего персонала через трубопроводы следует устроить переходные площадки или мостики.
257. Колодцы и камеры управления задвижками необходимо располагать с внешней стороны обвалования (ограждающей стены) резервуаров.
258. Надземные трубопроводы для нефтепродуктов в пределах территории резервуарных парков и сливоналивных устройств должны быть проложены на несгораемых опорах. Высота опор трубопроводов определяется местными условиями, но должна быть в местах пересечения пешеходных дорожек и тротуаров не менее 2,2 м; автомобильных дорог - не менее 4,5 м; железнодорожных путей - не менее 6 м.
259. При пересечении высокими эстакадами железнодорожных путей и автомобильных дорог расстояние по горизонтали от грани ближайшей опоры эстакады должно быть не менее 3,45 м до железнодорожного пути нормальной колеи и 1 м - до бордюра автомобильной дороги. Для компенсаций температурных деформаций рекомендуется использовать волнистые и сильфонные компенсаторы. Повороты рекомендуются под углом 90 град. Тип компенсатора определяется расчетным путем.
260. 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 установки.
261. Подземные трубопроводы для нефтепродуктов должны быть проложены в грунте на глубине не менее 0,8 м от планировочной отметки земли до верха трубы. Трубопроводы с замерзающими средами должны быть на 0,1 м ниже глубины промерзания грунта до верха трубы. Прокладка трубопроводов под и над зданиями и сооружениями и установками не допускается.
262. Размещение арматуры, фланцевых и резьбовых соединений, линзовых и волнистых компенсаторов и дренажных устройств на участках трубопроводов, расположенных под железнодорожными путями, автомобильными дорогами и пешеходными дорожками, не разрешается.
263. На пересечениях с внутрискладскими железнодорожными путями, автомобильными дорогами и проездами подземные трубопроводы должны быть положены в футляр из стальных труб, диаметр которых на 100 - 200 мм больше наружных диаметров прокладываемых в них трубопроводов, а концы труб должны выступать на 2 м в каждую сторону от крайнего рельса или края проезжей части автомобильной дороги. Концы футляров должны быть уплотнены и залиты битумом. На участках трубопроводов, заключаемых в защитные футляры, должно быть минимальное число сварных стыков, проверенных физическими методами контроля.
Глубина заложения от верха стальных футляров должна быть не менее 1 м до подошвы шпалы, а под автомобильными дорогами и проездами - не менее 0,8 м до поверхности дорожного покрытия.
264. Уклоны трубопроводов должны быть для легковоспламеняющихся нефтепродуктов - от 0,002 до 0,003; для горючих нефтепродуктов - 0,005; для высоковязких и застывающих нефтепродуктов - 0,02 в сторону резервуара.
265. Защиту от коррозии наружной поверхности технологических трубопроводов следует производить полимерными покрытиями в соответствии с требованиями ГОСТ 25812-83 "Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии" (далее - ГОСТ 25812-83), а защиту от коррозии внутренней поверхности трубопроводов - с помощью бензостойких токопроводящих эмалей типа ХС или с помощью металлизационных покрытий (алюминиевых или цинковых).
266. Защита наружной поверхности стальных трубопроводов от коррозии, вызываемой воздействием окружающей среды и блуждающими токами, должна отвечать требованиям ГОСТ 9.602-89 "Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии" (далее - ГОСТ 9.602-89).
267. Трубопроводы должны быть заземлены. При наличии во фланцевых соединениях трубопроводов шайб из диэлектрических материалов и шайб, окрашенных неэлектропроводными красками, заземление трубопроводов обеспечивается их присоединением к заземленным резервуарам. Заземляющие устройства технологических трубопроводов должны периодически проверяться.
268. На технологические трубопроводы, по которым транспортируются ЛВЖ (бензин, керосин), должны быть составлены паспорта согласно приложению 12. На остальные технологические трубопроводы должны быть заведены журналы эксплуатации и ремонта согласно приложению 13.
269. Приказом по организации должно быть назначено лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопроводов.
270. В период эксплуатации технологические трубопроводы должны подвергаться осмотру ответственным лицом за их эксплуатацию. Срок осмотра устанавливается руководством организации, но не реже чем через каждые 12 месяцев. Осмотр трубопроводов, подверженных вибрации, а также фундаментов под опоры и эстакады для этих трубопроводов необходимо проводить не реже одного раза в квартал. Выявленные при этом дефекты должны быть устранены.
271. Технологические трубопроводы должны подвергаться периодической ревизии. Сроки проведения ревизии устанавливает администрация организации в зависимости от их износа, опыта эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизий, но не реже одного раза в три года для трубопроводов, транспортирующих нефтепродукты, и не реже одного раза в шесть лет для остальных.
272. При ревизии технологических трубопроводов необходимо проверить:
состояние сварных швов и фланцевых соединений, включая крепеж;
герметичность соединений;
состояние опорных конструкций фундаментов и подвесок;
правильность работы подвижных опор;
состояние и работу компенсирующих устройств;
состояние дренажных устройств, арматуры;
наличие коррозии, трещин; уменьшение толщины стенок труб и деталей трубопроводов, прокладок.
Результаты ревизии отражаются в паспортах трубопроводов или в журнале эксплуатации и ремонта технологических трубопроводов.
Все обнаруженные дефекты должны быть устранены с соблюдением необходимых мер безопасности.
273. Надежность работы технологических трубопроводов проверяют гидравлическим испытанием на плотность не реже одного раза в восемь лет. Испытания проводят после монтажа, ремонта, связанного со сваркой и заменой элемента трубопровода. Испытания проводят только на плотность. Устанавливаемая при этом арматура должна быть предварительно испытана на прочность пробным давлением.
Короткие трубопроводы, работающие без избыточного давления, испытаниям не подвергаются. При испытании монтажные стыки и места сварки должны быть открыты.
274. Давление испытания стальных трубопроводов устанавливается:
при рабочем давлении до 0,5 МПа - 1,5 Рраб., но не менее 0,2 МПа;
при рабочем давлении свыше 0,5 МПа - 1,25 Рраб., но не менее Рраб. + 0,3 МПа.
Трубопровод выдерживают под указанным давлением в течение 5 мин, после чего давление снижают до рабочего.
Результаты считают удовлетворительными, если во время испытания не произошло падений давления по манометру, а в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружены течи и отпотины.
Глава 19
НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ
275. Насосные станции предназначены для выполнения основных технологических операций: слив-налив нефтепродуктов из транспортных средств (железнодорожных цистерн и автоцистерн), внутрискладские перекачки, налив в тару, а также выполнение вспомогательных операций (промывка резервуаров, расфасовка нефтепродуктов в тару и другое).
276. 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" и номер насосного агрегата, к которому относится пусковое устройство.
277. На каждый насосный агрегат необходимо иметь формуляр, в который заносят данные учета его работы, объем производимого ремонта. Формуляр заполняет ответственный за эксплуатацию насосных агрегатов.
278. Тип насосных агрегатов необходимо определить с учетом следующего:
физико-химических свойств нефтепродуктов: вязкости, плотности, температуры вспышки, давления насыщенных паров и коррозионных свойств нефтепродуктов;
требуемой высоты всасывания, подачи и напора для обеспечения выполнения норм времени слива-налива:
условий энергоснабжения;
класса взрывопожароопасности помещения;
назначения операций (основные, вспомогательные).
279. Насосы для перекачки нефтепродуктов необходимо размещать в зданиях, на открытых площадках или под навесом (если конструкции насосов и двигателей допускают их эксплуатацию на открытом воздухе). Все движущиеся части агрегата должны быть защищены надежно закрепленными ограждениями.
280. При установке насосов для перекачки нефтепродуктов с различной температурой вспышки в одном помещении это помещение и все оборудование должны соответствовать требованиям, предъявляемым к перекачке нефтепродуктов с наиболее низкой температурой вспышки.
281. Валы, соединяющие двигатели с насосами, в местах прохода через стены должны иметь сальниковые уплотнения. Применять плоскоременные передачи в помещениях, где установлены насосы для перекачки ЛВЖ, не допускается. Электродвигатели насосов, которые используются при перекачке нефтепродуктов, должны быть во взрывозащищенном исполнении. В отдельных случаях допускается применение двигателей в нормальном исполнении при условии их установки в отдельном помещении.
282. Вне помещений или площадок насосных станций на всасывающих и нагнетательных трубопроводах должны быть установлены аварийные задвижки на расстоянии от 10 до 15 м от насосной; в качестве аварийных могут служить задвижки у сливоналивных устройств или на технологических трубопроводах, если они расположены на расстоянии не более 50 м от насосной.
283. Для подъема и перемещения оборудования насосной и узла задвижек рекомендуется применять:
для грузов массой до 0,5 т - переносные треноги или монорельсы с передвижными талями (ручными);
для грузов массой от 0,5 до 2 т - монорельсы с передвижными электроталями;
для грузов массой более 2 т, находящихся на открытых площадках, - краны мостовые подвесные или опорные.
Нельзя использовать фундаменты агрегатов в качестве опоры для грузоподъемных устройств.
284. Монтаж, наладку, испытание насосных агрегатов необходимо проводить согласно требованиям проекта и инструкций заводов-изготовителей.
Техническое обслуживание и ремонт насосных агрегатов необходимо проводить по утвержденному графику в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей, с оформлением наряда-допуска на проведение работ повышенной опасности.
285. Насосные агрегаты должны эксплуатироваться в соответствии с производственными инструкциями и настоящими Правилами.
286. На видном месте вывешиваются:
инструкции по эксплуатации агрегатов;
инструкции по охране труда и пожарной безопасности;
график планово-предупредительного ремонта агрегатов;
схема обвязки насосов и соединения с трубопроводами и резервуарами.
287. Обслуживающий персонал насосных станций должен вести журнал эксплуатации насосных агрегатов согласно приложению 14. При вступлении на смену машинист насосной станции должен ознакомиться с записями в журнале эксплуатации насосных агрегатов.
288. Насосные станции на складах нефтепродуктов рекомендуется оснащать приборами автоматической защиты, а также оборудованием, обеспечивающим возможность их работы без постоянного обслуживающего персонала.
289. В насосных станциях обслуживающий персонал должен аварийно отключить насосный агрегат:
при появлении дыма из подшипников, уплотнений, сальников в разделительной стене;
при повышенных утечках нефтепродуктов на работающем агрегате;
при внезапном прекращении подачи электроэнергии;
во всех случаях, создающих угрозу жизни и здоровью обслуживающего персонала;
при сильной вибрации насосного агрегата, перегреве подшипников, пожаре и повышенной загазованности.
290. Каждый насосный агрегат перед пуском должен быть тщательно осмотрен и подготовлен дежурным машинистом. Обнаруженные при осмотре неполадки необходимо немедленно устранить.
291. Во время работы насосного агрегата необходимо:
систематически наблюдать за показаниями манометров, вакуумметров;
не допускать работу агрегата при посторонних шумах, стуках;
контролировать температуру нагрева подшипников, сальников;
проверять масляные фильтры.
292. При аварийной остановке насосного агрегата необходимо выяснить причину и до ее устранения не производить запуск насоса. В случае запуска другого насосного агрегата необходимо проверить правильность переключения задвижек на всасывающей и напорной линиях. По окончании перекачки задвижки на этих линиях должны быть закрыты. Об аварийной остановке насосного агрегата необходимо сообщить руководству и сделать запись в журнале эксплуатации насосных агрегатов.
293. При выводе в ремонт насосного агрегата всасывающую и напорную задвижки следует закрыть, на щите управления агрегатом вывесить плакат "Не включать - работают люди" и сделать запись в журнале с указанием времени вывода агрегата в ремонт.
294. В помещении насосной по перекачке ЛВЖ согласно графику необходимо производить анализ воздушной среды для определения наличия опасной концентрации паров нефтепродуктов.
295. В насосных, где управление двигателем осуществляется из другого помещения, должна быть обеспечена двусторонняя связь с помощью световых или звуковых сигналов или специальным телефоном во взрывозащищенном исполнении.
Глава 20
ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЕ ЭСТАКАДЫ
296. На складе нефтепродуктов в зависимости от числа одновременно обрабатываемых железнодорожных цистерн должен быть предусмотрен одиночный, групповой или маршрутный слив-налив нефтепродуктов.
Устройство железнодорожных эстакад и их площадок должно соответствовать требованиям СНБ 3.02.01-98.
297. Прочность, устойчивость и состояние элементов железнодорожного пути: земляного полотна, верхнего строения пути и искусственных сооружений, порядок их содержания должны отвечать требованиям правил технической эксплуатации.
298. Предприятие, имеющее собственные подъездные пути и производящее операции с нефтепродуктами, должно иметь технический паспорт путевого хозяйства.
299. План и профиль подъездных путей предприятий, производящих операции с нефтепродуктами, должны подвергаться периодической инструментальной проверке не реже одного раза в 10 лет.
300. Подача маршрута с нефтепродуктами на эстакаду должна производиться цистернами вперед при помощи обгонного пути или с вытяжного пути. Заход локомотива на тупиковые пути эстакады не допускается.
301. Движение тепловозов по железнодорожным путям, на которых расположены сливоналивные устройства, запрещается. Допускается движение только по обходным железнодорожным путям.
302. По обе стороны от сливоналивных устройств или отдельно стоящих стояков (на расстоянии одного четырехосного вагона) должны быть установлены сигнальные знаки - контрольные столбики, запрещающие заезд за них тепловоза.
303. К сливоналивным эстакадам должны быть проложены пешеходные дорожки с твердым покрытием шириной не менее 0,75 м.
Пешеходные дорожки должны вести к торцам каждой эстакады; в местах их пересечения с железнодорожными путями следует устраивать сплошные настилы в уровень с головками рельсов.
304. Для слива высоковязких нефтепродуктов допускается размещение сливных эстакад и одиночных сливных устройств в отапливаемом здании не ниже II степени огнестойкости.
305. Территория сливоналивных устройств, железнодорожные подъездные пути должны содержаться в чистоте, в зимнее время очищаться от снега.
306. После окончания слива-налива наливные и сливные устройства должны быть отведены от цистерн с соблюдением мер безопасности.
Глава 21
СТАНЦИИ НАЛИВА АВТОЦИСТЕРН, РАЗЛИВОЧНЫЕ И РАСФАСОВОЧНЫЕ
307. На станции налива наливные устройства для автоцистерн должны размещаться на площадке под навесом. Одиночные наливные устройства (до 3 устройств) могут размещаться на открытых площадках.
308. Наливные устройства размещают с учетом технологической схемы склада нефтепродуктов:
на одной площадке (под общим навесом) - для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов;
непосредственно у разливочных, расфасовочных и у сливоналивных железнодорожных эстакад (или устройств) для масел - для нефтепродуктов с температурой вспышки свыше 120 град. С.
309. Наливные устройства должны располагаться на отдельных островках, объединенных по группам нефтепродуктов.
310. Станция (наливной пункт) для автоцистерн состоит из постов налива, на которых размещены системы налива. В зависимости от марки и объема отпуска нефтепродуктов рабочие места (островки) должны обеспечивать налив как одиночных цистерн, так и автопоездов.
311. В зависимости от объема налива на станции налива (наливном пункте) могут применяться наливные устройства с ручным управлением или АСН с местным или дистанционным управлением.
312. Управление наливом автоцистерн при помощи АСН должно выполняться операторами, прошедшими специальное обучение.
313. Подъезды автоцистерн к постам налива должны быть свободными, безопасными. На территории станции (наливного пункта) встречные и пересекающиеся потоки автоцистерн запрещаются.
314. Станция налива (наливной пункт) должна быть оборудована стационарным устройством (розеткой в защитном кожухе) для заземления автоцистерн, расположенным за пределами взрывоопасной зоны или изготовленным во взрывобезопасном исполнении при размещении во взрывоопасной зоне, и оперативной громкоговорящей связью.
315. Наливные устройства, АСН, а также площадки налива необходимо содержать в исправном состоянии, обнаруженные утечки нефтепродуктов немедленно устранять.
Неисправные системы налива нефтепродуктов эксплуатировать запрещается.
316. Затаривание и расфасовка нефтепродуктов в бочки и мелкую тару должны осуществляться в разливочных и расфасовочных.
317. Разливочные для налива нефтепродуктов в тару в зависимости от видов нефтепродуктов необходимо располагать в помещениях или на открытых площадках под навесом, а расфасовочные - только в помещениях.
318. Помещения разливочных и расфасовочных должны быть оснащены устройствами для отпуска и определения количества нефтепродуктов (счетчиками, весами, насосами, маслораздаточными колонками, специальными расфасовочными установками, линиями затаривания и тому подобным), средствами механизации, сборниками утечек нефтепродуктов, средствами автоматического прекращения налива.
Для контроля отпуска при неисправности счетчиков в разливочной необходимо иметь товарные весы.
319. Расстояние между раздаточными кранами должно быть не менее 1 м, а высота установки крана от пола - не менее высоты стандартной бочки.
Разрешается установка на одном рабочем месте до трех раздаточных кранов для налива разных сортов нефтепродуктов одной марки при условии, что одновременно наливается только один сорт.
320. Перед помещением разливочной рекомендуется размещать погрузочно-разгрузочные площадки высотой от 1 до 1,1 м, оборудованные средствами механизации (бочкоподъемниками, подвесными кран-балками), а помещения расфасовочных могут быть оборудованы транспортерами для подачи продукции на склад и погрузки на транспортные средства.
Глава 22
ВЕНТИЛЯЦИЯ
321. Производственные помещения на складах нефтепродуктов должны быть оборудованы вентиляцией в соответствии с требованиями СНБ 3.02.01-98, СНиП 2.04.05-91 "Отопление, вентиляция и кондиционирование", обеспечивающей в зоне пребывания работников состояние воздушной среды, соответствующее санитарным нормам и требованиям безопасности.
322. При нормировании параметров воздушной среды в помещениях необходимо исходить из диапазона допустимых параметров температур, относительной влажности, скорости движения воздуха по ГОСТ 12.1.005-88.
323. Предельно допустимые концентрации (далее - ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны на постоянных рабочих местах производственных помещений принимаются по ГОСТ 12.1.005-88.
324. До ввода в эксплуатацию все вентиляционные установки должны быть испытаны и отрегулированы, на них должны быть составлены технические паспорта (формуляры).
325. 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 специальных требований проекта.
Выявленные при проверке неисправности и недоделки в вентиляционных установках должны быть устранены к началу испытаний.
326. Пуск вентиляционных систем в пожаровзрывоопасных помещениях должен производиться за 15 мин до начала работы технологического оборудования, при этом сначала должны включаться в работу вытяжные системы.
327. К эксплуатации допускаются вентиляционные системы, прошедшие предпусковые испытания, с параметрами, доведенными до проектных величин, имеющие инструкции по эксплуатации, паспорта и журналы по эксплуатации и ремонту.
328. Аэродинамические испытания вентиляционных систем с целью проверки их эксплуатационных технических характеристик и их регулировка должны проводиться:
не реже одного раза в 3 года;
после капитального ремонта и реконструкции, замены вентилятора или электродвигателя;
при несоответствии состояния воздушной среды в производственных помещениях требованиям санитарных норм.
Наладка и испытание вентиляционных систем должны проводиться специализированными организациями.
329. Вентиляционная установка должна быть немедленно отключена при повышенной вибрации, появлении посторонних шумов, дыма и огня, повышении температуры корпуса подшипников выше паспортных данных.
330. Ремонт и чистка вентиляционных систем должны проводиться способами, исключающими возникновение взрыва, пожара и несчастных случаев.
331. Порядок обслуживания и ремонта вентиляционных систем определяется отраслевыми положениями и инструкциями по их эксплуатации.
Сведения о ремонте и наладке отражаются в паспорте вентиляционных систем.
332. Смазка подвижных механизмов вентиляционных систем должна осуществляться после их остановки. К местам смазки должен быть безопасный и удобный доступ.
333. Помещения, предназначенные для вентиляционного оборудования (камеры, калориферные), должны запираться на замок. На их дверях вывешивают табличку с надписями, запрещающими вход посторонним лицам. Использование этих помещений для других целей не допускается.
334. В случае отказа работы вентиляционной системы в производственных помещениях, где могут выделяться пары нефтепродуктов, необходимые технологические операции должны временно, до создания санитарных условий, выполняться в шланговых противогазах.
335. Вентиляционные установки должны обслуживать назначенные приказом руководителя организации и специально обученные работники либо специально обученные работники из дежурного персонала.
336. Ответственность за исправное состояние, организацию обслуживания и ремонта вентиляционных установок возлагается на специалиста, назначенного приказом руководителя организации.
Глава 23
ВОДОСНАБЖЕНИЕ И КАНАЛИЗАЦИЯ
337. Системы водоснабжения на складах нефтепродуктов необходимо проектировать в соответствии с требованиями СНБ 3.02.01-98, СНиП 2.04.01-85 "Внутренний водопровод и канализация зданий" и СНиП 2.04.02-84 "Водоснабжение. Наружные сети и сооружения".
338. На складах нефтепродуктов необходимо устраивать производственную и (или) производственно-дождевую канализацию согласно требованиям СНБ 3.02.01-98.
339. Эксплуатация канализационных сетей и сооружений для очистки сточных вод должна осуществляться в соответствии с инструкцией по их эксплуатации.
340. Наблюдение за работой канализационной сети должно состоять из наружного и технического осмотра трассы и сооружений (смотровых и дождеприемных колодцев, колодцев с гидравлическими затворами и хлопушками).
Наружный осмотр сети должен осуществляться не реже одного раза в месяц, технический - по графику два раза в год (обычно весной и осенью).
Согласно данным технического осмотра должна составляться дефектная ведомость на проведение ремонта канализационной сети.
341. В зависимости от особенностей и степени повреждений канализационной сети и сооружений на ней, а также от трудоемкости ремонтных работ необходимо проводить текущий или капитальный ремонт.
342. Капитальный и текущий ремонт должен проводиться ремонтно-строительной группой или специально выделенными работниками под руководством лица, ответственного за эксплуатацию канализационной сети.
343. Для сохранения проектной пропускной способности труб и коллекторов необходимо проводить не реже одного раза в год профилактическую прочистку канализационной сети.
344. При выпуске производственных сточных вод в системы канализации населенных пунктов должны выполняться требования правил охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами.
345. Необходимое качество очистки и состав сооружений для очистки производственных сточных вод должны обосновываться проектом с учетом места их сброса.
346. 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.
347. Эксплуатационный персонал обязан:
регулярно следить за работой и исправностью всех объектов и узлов очистных сооружений (задвижек, лотков, желобов, водосливов, труб для сбора и удаления нефтепродуктов, механизмов для сгребания осадков, реагентного хозяйства, измерительных приборов и тому подобного);
обеспечивать контроль за качеством поступающей и выходящей из очистных 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.
348. Для контроля качества сточных вод должен быть организован отбор проб этих вод и их химический анализ. Результаты анализов следует заносить в журнал регистрации анализов сточных вод.
349. Тщательный контроль за работой очистных сооружений необходимо осуществлять в зимнее время, когда вследствие понижения температуры сточных вод процессы очистки замедляются.
350. На сооружения для очистки и обезвреживания сточных вод должны составляться паспорта установленной формы.
Глава 24
ЛАБОРАТОРИИ
351. Лаборатории складов нефтепродуктов должны проводить анализ нефтепродуктов, поступающих, хранящихся и отгружаемых с предприятия, проводить контроль воздушной среды в местах проведения огневых и ремонтных работ, санитарный контроль воздуха рабочей зоны, контроль выбросов от источников загрязнения атмосферы.
352. Основными задачами работников лабораторий являются:
выполнение анализов проб нефтепродуктов, сырья и готовой продукции регенерационных и обезвоживающих установок в соответствии с действующими стандартами, ТУ;
заполнение паспортов качества и выдача заключений о соответствии нефтепродуктов стандартам и ТУ;
выполнение анализов проб воздуха, отобранных перед огневыми и ремонтными работами из резервуаров, колодцев, производственных помещений, на территории склада нефтепродуктов на содержание в них паров углеводородов;
выполнение анализов воздуха рабочих зон на содержание в нем паров углеводородов, сероводорода, твердых веществ, оксида углерода;
выполнение анализа проб газовоздушной среды источников загрязнения атмосферы на содержание паров углеводородов, оксида серы, оксидов азота, оксида углерода, твердых веществ, сероводорода;
хранение контрольных арбитражных проб;
участие в работах по изучению причин обводнения и порчи нефтепродуктов и разработке мероприятий по исправлению нестандартной продукции;
организация поверки в установленные сроки лабораторных измерительных приборов в органах Госстандарта;
проведение в установленные сроки аккредитации лаборатории.
353. Порядок и организацию работ по контролю качества нефтепродуктов необходимо осуществлять в соответствии с требованиями Положения о лаборатории.
354. Порядок и организацию работ по контролю выбросов от источников загрязнения атмосферы необходимо осуществлять в соответствии с инструкцией по организации контроля за соблюдением норм ПДВ.
355. Подготовка и проведение аккредитации лаборатории должны осуществляться в соответствии с требованиями нормативных правовых актов Республики Беларусь.
356. Структура лабораторного контроля, штаты лабораторий, размеры необходимых помещений, оснащенность лаборатории оборудованием и средствами контроля должны определяться в зависимости от количества анализов, периодичности их выполнения, характера и трудоемкости выполняемых работ.
357. Внутренняя планировка лабораторных помещений зависит от объема выполняемых работ, но должна иметь ряд обособленных помещений: комнату для проведения анализов, весовую, моечную, склад, вентиляционную камеру.
Помещение для хранения проб должно быть изолированным.
358. Размеры основной лабораторной мебели определяются характером работы и нормативной длиной рабочей поверхности, рекомендуемой для одного сотрудника. При работе с нефтепродуктами рекомендуемая длина стола должна быть от 2,7 до 3,6 м, а вытяжного шкафа - от 1 до 1,5 м.
359. Помещение лаборатории должно быть оборудовано системами водопровода и канализации согласно проекту.
360. Вытяжные шкафы и моечные помещения должны освещаться светильниками во взрывозащищенном исполнении. Выключатели и штепсельные розетки должны быть выполнены во взрывобезопасном исполнении и находиться вне вытяжных шкафов.
361. Запрещается загромождение вытяжных шкафов посудой, приборами и лабораторным оборудованием, не связанными с выполняемой работой.
362. В качестве источника тепла для проведения лабораторных работ используются электроэнергия и горючий газ.
363. Газовая сеть лаборатории должна эксплуатироваться в соответствии с требованиями Правил технической безопасности в области газоснабжения Республики Беларусь, утвержденных постановлением Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь от 11 февраля 2003 г. N 7 (Национальный реестр правовых актов Республики Беларусь, 2003 г., N 47, 8/9386).
364. Перед входом в лабораторию должна висеть табличка с надписью: "Посторонним вход запрещен".
Глава 25
КОТЕЛЬНЫЕ
365. Котельные установки складов нефтепродуктов предназначены для нагревания воды, используемой в качестве теплоносителя для обогрева производственных помещений и бытовых нужд, получения пара, обеспечивающего подогрев нефтепродуктов при технологических операциях.
366. При эксплуатации котельных должны выполняться требования:
Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 кгс/кв.см) и водогрейных котлов с температурой нагрева воды не выше 388 К (115 град. С), утвержденных постановлением Комитета по надзору за безопасным ведением работ в промышленности и атомной энергетике при Министерстве по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь от 5 апреля 2000 г. N 4 (Национальный реестр правовых актов Республики Беларусь, 2000 г., N 48, 8/3410);
Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов (ПУБЭ М 0.00.1.08-96), утвержденных приказом-постановлением Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь и Министерства труда Республики Беларусь от 20 января 1997 г. N 2/6.
367. Для обслуживающего персонала в здании котельной должны быть оборудованы бытовые помещения в соответствии с санитарными нормами.
368. Помещение котельной должно быть обеспечено естественным светом, а в темное время - электрическим освещением согласно требованиям санитарных норм.
Места, которые по техническим причинам нельзя обеспечить естественным светом, должны иметь электрическое освещение.
369. Помимо рабочего освещения в котельных должно быть аварийное электрическое освещение от источников питания, независимых от общей электроосветительной сети котельной.
Для котельных с площадью до 250 кв.м в качестве аварийного освещения разрешается применять переносные электрические фонари напряжением 12 В.
370. 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.
371. Суммарная пропускная способность предохранительных клапанов, устанавливаемых на котле, должна быть не менее часовой паропроизводительности котла.
372. 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 допустимого предела.
373. Котлы должны быть снабжены манометрами. Манометры на рабочее давление до 0,23 МПа должны иметь класс точности не ниже 2,5. Шкала манометра должна быть такой, чтобы при рабочем давлении стрелка находилась в средней трети шкалы.
374. На шкале манометра должна быть нанесена красная черта по делению, соответствующему высшему допускаемому рабочему давлению котла, а для сниженных манометров - с учетом добавочного давления от веса столба жидкости.
375. 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 град.
376. К эксплуатации допускаются только исправные манометры, прошедшие поверку, имеющие пломбы или клейма.
377. Арматура на котле или трубопроводах должна иметь четкую маркировку, в которой указываются завод-изготовитель, диаметр условного прохода, условное или рабочее давление и температура среды, направление потока среды.
378. На маховиках арматуры должны быть нанесены знаки, указывающие направление вращения при открытии и закрытии.
379. Продувка котла должна проводиться в сроки, установленные графиком, в присутствии ответственного лица за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов.
380. 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 во время работы котла машинисту (оператору), находящемуся на дежурстве, другие задания, не предусмотренные производственной инструкцией.
381. В котельных, работающих на жидком топливе, необходимо своевременно закачивать топливо и контролировать его уровень и температуру в расходных баках. Должен быть предусмотрен аварийный запас топлива.
382. Руководство организации должно обеспечить содержание котлов в исправном состоянии и безопасные условия их эксплуатации путем организации надлежащего обслуживания.
В этих целях руководство склада нефтепродуктов обязано:
назначить ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов из числа специалистов, прошедших проверку знаний в установленном порядке;
назначить необходимое количество работников, обученных и имеющих удостоверения на право обслуживания котлов;
разработать и утвердить производственную инструкцию для персонала, обслуживающего котлы, на основании инструкции завода-изготовителя по монтажу и эксплуатации котла с учетом компоновки оборудования. Инструкция должна находиться на рабочем месте и выдаваться работнику под роспись;
установить порядок, при котором персонал по обслуживанию котлов вел бы тщательные наблюдения за порученным ему оборудованием путем его осмотра, проверки исправности действия арматуры, КИП и автоматики, предохранительных клапанов, средств сигнализации и защиты, питательных насосов;
установить порядок и обеспечить периодичность проверки знаний руководителей, специалистов и персонала правил, норм и инструкций по охране труда и промышленной безопасности;
обеспечить проведение технических освидетельствований котлов в установленные сроки.
383. В котельной необходимо вести сменный журнал котельной 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.
384. Прием и сдача смены оформляется в журнале за подписями ответственных по смене лиц. Записи в журнале должен ежедневно проверять ответственный за безопасную эксплуатацию котлов с росписью в журнале. Рекомендуемая форма сменного журнала котельной приведена согласно приложению 15. Страницы журнала должны быть пронумерованы, прошнурованы и скреплены печатью.
385. Лица, не имеющие отношения к эксплуатации оборудования котельной, в котельную не допускаются. В необходимых случаях посторонние лица могут допускаться в котельную только с разрешения руководства организации и в сопровождении его представителя.
386. К обслуживанию котлов допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные по соответствующей программе и имеющие удостоверение квалификационной комиссии на право обслуживания котлов.
Проверка знаний обслуживающего персонала котельной должна проводиться периодически, не реже одного раза в год.
387. Руководство организации должно обеспечить своевременный ремонт оборудования котельной по утвержденному графику.
Глава 26
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ, ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ
388. Электрооборудование должно эксплуатироваться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденных Главным управлением государственного энергетического надзора СССР 21 декабря 1984 г. (далее - Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей), Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных Министерством энергетики и электрификации СССР 20 февраля 1989 г., настоящих Правил и инструкций заводов-изготовителей.
389. Трассы кабельных линий должны прокладываться в местах, исключающих влияние высоких температур, попадание на них нефтепродуктов, воды и возможность механических повреждений. Кабельные каналы должны иметь естественную вентиляцию.
390. Взрывозащищенное электрооборудование должно периодически осматриваться, подвергаться техническому обслуживанию и ремонту согласно правилам технической эксплуатации.
391. Проверка изоляции силовых и контрольных кабелей, электропроводок, надежности контактных соединений, состояния заземляющих устройств, проверка режимов работы электродвигателей, защитнокоммутационных аппаратов должны проводиться в сроки, регламентируемые Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.
392. Техническое обслуживание (осмотры) взрывозащищенного электрооборудования должно проводиться не реже одного раза в три месяца, при этом должны устраняться обнаруженные неисправности. Работы должны производиться с соблюдением технических и организационных мероприятий.
393. Для обеспечения безопасности работ в действующих электроустановках необходимо:
назначить лиц, ответственных за организацию и производство работ;
оформить наряд или распоряжение на производство работ;
осуществить допуск к проведению работ;
организовать надзор за проведением работ;
оформить окончание работ;
организовывать перерывы в работе и переводы на другие рабочие места.
394. Специалисты, ответственные за состояние электроустановок, обязаны:
обеспечить организацию и своевременное проведение профилактических осмотров и планово-предупредительного ремонта электрооборудования, аппаратуры и электросетей, своевременное устранение нарушений;
следить за правильностью выбора и применения кабелей, электропроводок, двигателей, светильников, пусковой и защитной аппаратуры в зависимости от класса взрывопожароопасных зон, категорий по взрывопожарной опасности помещений;
систематически контролировать состояние аппаратов защиты от коротких замыканий, перегрузок, а также других отклонений в режиме работы.
395. На складе нефтепродуктов должна быть эксплуатационная документация по электрооборудованию и системам электроснабжения согласно требованиям Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.
Глава 27
МОЛНИЕЗАЩИТА
396. Здания и сооружения складов нефтепродуктов должны иметь молниезащиту в соответствии с категориями устройств и типом зоны защиты.
Молниезащитные устройства, категории устройств молниезащиты, зоны защиты молниеотводов должны соответствовать требованиям РД 34.21.122-87 "Инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений" (далее - РД 34.21.122-87) и определены проектом.
397. Здания и сооружения, отнесенные по устройству молниезащиты ко II категории, 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.
398. Защита от прямых ударов молнии зданий и сооружений, отнесенных по устройству молниезащиты ко II и III категории, должна быть выполнена отдельно стоящими или установленными на зданиях неизолированными стержневыми или тросовыми молниеотводами. При установке их на защищаемом здании или сооружении от каждого стержневого молниеотвода или от каждой стойки тросового молниеотвода должно быть проложено не менее двух токоотводов.
399. Резервуары, расположенные в зонах класса В-1г согласно Правилам устройства электроустановок (далее - ПУЭ), относятся ко II категории устройства молниезащиты и зоне защиты Б.
400. Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты ко II категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии следующим образом:
корпуса резервуаров при толщине металла крыши менее 4 мм - молниеотводами, установленными отдельно или на самом резервуаре;
корпуса резервуаров при толщине металла крыши 4 мм и более, а также отдельные резервуары вместимостью менее 200 куб.м независимо от толщины металла крыши - присоединением к заземлителям.
401. Наружные установки, отнесенные по устройству молниезащиты ко II категории, с корпусами из железобетона должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими или установленными на них молниеотводами.
402. В зону защиты молниеотводов резервуарного парка должно входить пространство, основание которого выходит за пределы резервуарного парка на 40 м от стенок крайних резервуаров в каждую сторону, а высота равна верхней отметке дыхательных клапанов резервуаров плюс 2,5 м.
403. Импульсное сопротивление каждого заземлителя защиты от прямых ударов молнии для устройств молниезащиты II категории должно быть не более 10 Ом, для устройств молниезащиты III категории - не более 20 Ом.
404. Импульсное сопротивление заземлителей для металлических и неметаллических труб и вышек должно быть не более 50 Ом.
405. Для наружных установок заземлители защиты от прямых ударов молнии должны иметь импульсное сопротивление не более 50 Ом на каждый токоотвод; к ним должны быть присоединены молниеотводы, металлические корпуса и другие металлические конструкции установок.
406. Присоединения к заземлителям должны располагаться не более чем через 50 м по периметру основания установки. При этом число присоединений должно быть не менее двух.
407. Защита от электростатической индукции зданий и сооружений, отнесенных по устройству молниезащиты ко II категории, обеспечивается присоединением всего оборудования и аппаратов, находящихся в зданиях, сооружениях и установках, к защитному заземлению электрооборудования.
408. Плавающие крыши и понтоны независимо от материала крыш и корпусов для защиты от электростатической индукции должны быть соединены гибкими металлическими перемычками с токоотводами или с металлическим корпусом установки не менее чем в двух точках.
409. Для защиты от заноса высоких потенциалов по подземным коммуникациям их необходимо при вводе в здание или сооружение присоединить к любому из заземлителей.
410. Для защиты от заноса высоких потенциалов внешних наземных металлических конструкций и коммуникаций необходимо:
на вводе в защищаемое здание или сооружение присоединять 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 присоединить к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 20 Ом.
411. Опоры отдельно стоящих молниеотводов могут выполняться из стали любой марки, железобетона, дерева.
412. Молниеприемники изготавливаются 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 окраской.
413. Соединения молниеприемников с токоотводами должны выполняться сваркой, а при невозможности применения сварки допускается болтовое соединение с переходным электрическим сопротивлением не более 0,05 Ом.
414. Соединения токоотводов должны быть сварными. Болтовые соединения допускаются только в виде исключений для токоотводов зданий и сооружений, отнесенных по устройству молниезащиты к III категории.
415. Для проверки сопротивления заземлителей разъемные соединения необходимо предусматривать только на токоотводах, присоединяемых к отдельным заземлителям и соединенных между собой.
416. Все соединения заземлителей между собой и с токоотводами необходимо производить сваркой. Длина сварного шва должна быть не менее двойной ширины прямоугольного проводника и не менее шести диаметров свариваемых круглых проводников.
417. 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
o
круг радиусом r .
o
Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 |
| 
