ПОИСК ДОКУМЕНТОВ

Постановление Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь от 30.09.2004 № 31 "Об утверждении Правил технической эксплуатации складов нефтепродуктов"

Текст документа с изменениями и дополнениями по состоянию на ноябрь 2013 года

< Главная страница

Стр. 1

Страницы: | Стр. 1 | Стр. 2 | Стр. 3 |

Зарегистрировано в НРПА РБ 7 октября 2004 г. N 8/11548

На основании Закона Республики Беларусь от 10 января 2000 года "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" Министерство по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить прилагаемые Правила технической эксплуатации складов нефтепродуктов.

2. Не применять на территории Республики Беларусь Правила технической эксплуатации нефтебаз, утвержденные заместителем Председателя Госкомнефтепродукта СССР 28 декабря 1984 года.

3. Настоящее постановление вступает в силу с 1 ноября 2004 г.

Министр В.П.Астапов

СОГЛАСОВАНО
Министр труда
и социальной защиты
Республики Беларусь
        А.П.Морова
27.09.2004

                                              УТВЕРЖДЕНО
                                              Постановление
                                              Министерства по
                                              чрезвычайным ситуациям
                                              Республики Беларусь
                                              30.09.2004 N 31

Раздел I ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Правила технической эксплуатации складов нефтепродуктов (далее - Правила) устанавливают требования к сооружениям и оборудованию складов хранения нефтепродуктов (далее - склады нефтепродуктов), их эксплуатации, порядку приема, хранения, отпуска нефтепродуктов, основным положениям метрологического обеспечения, экологической и промышленной безопасности, охраны труда.

2. Термины и определения, применяемые в настоящих Правилах, соответствуют Строительным нормам Республики Беларусь СНБ 3.02.01-98 "Склады нефти и нефтепродуктов", утвержденным приказом Министерства архитектуры и строительства Республики Беларусь от 23 июня 1998 г. N 229 (зарегистрированы Главным управлением строительной науки и нормативов Министерства архитектуры и строительства Республики Беларусь 24 июня 1998 г. N 66) (далее - СНБ 3.02.01-98), приведены согласно приложению 1.

3. Склад нефтепродуктов должен соответствовать проекту, разработанному согласно требованиям нормативных правовых актов и утвержденному в установленном порядке.

4. Склад нефтепродуктов должен иметь технический паспорт, содержащий показатели его деятельности, перечень и краткую характеристику сооружений и оборудования. За достоверность технических сведений паспорта и своевременное внесение в него изменений несет ответственность руководитель организации. Паспорт является документом строгого учета и подлежит хранению в соответствии с инструкцией по делопроизводству.

5. При эксплуатации, проектировании и строительстве (реконструкции) складов нефтепродуктов и их отдельных объектов и сооружений необходимо соблюдать требования СНБ 3.02.01-98, Правил пожарной безопасности Республики Беларусь для объектов хранения, транспортирования и отпуска нефтепродуктов. ППБ 2.11-2001, утвержденных постановлением Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь от 16 января 2002 г. N 4 (Национальный реестр правовых актов Республики Беларусь, 2002 г., N 24, 8/7762) (далее - ППБ 2.11-2001), настоящих Правил, норм технологического проектирования, строительных норм и правил и других нормативных правовых актов.

6. Территория склада нефтепродуктов разделяется по функциональному использованию на зоны и участки с учетом технологических связей, грузооборота и видов транспортных средств, санитарно-гигиенических, экологических, противопожарных требований.

Примерный перечень зон, участков и состав размещаемых в них зданий, сооружений и других объектов в соответствии с СНБ 3.02.01-98 приведены согласно приложению 2.

7. Пропуск персонала и других лиц, а также транспортных средств на территорию склада нефтепродуктов осуществляется в соответствии с инструкцией о пропускном режиме, утвержденной руководителем организации.

8. При эксплуатации складов нефтепродуктов должны обеспечиваться:

механизация и автоматизация технологических процессов;

разработка и внедрение в производство организационных, технических и санитарно-гигиенических мероприятий, предотвращающих воздействие вредных производственных факторов на работников;

промышленная безопасность;

единство измерений и требуемой точности измерения при выполнении операций приема, хранения и отпуска нефтепродуктов;

охрана труда работников;

экологическая безопасность;

обучение работников с учетом достижений и прогрессивных методов и приемов организации труда.

9. Настоящие Правила распространяются на все действующие, проектируемые и реконструируемые склады нефтепродуктов, расположенные на территории Республики Беларусь, по вместимости согласно требованиям СНБ 3.02.01-98, за исключением складов нефтепродуктов в составе химических и нефтеперерабатывающих производств.

Действующие склады нефтепродуктов в части выполнения требований, связанных с изменением строительного проекта (планировочные решения, оснащение оборудованием, устройствами и др.), должны быть при реконструкции или капитальном ремонте приведены в соответствие с требованиями настоящих Правил.

10. Требования настоящих Правил обязательны для выполнения юридическими и физическими лицами при эксплуатации складов нефтепродуктов на территории Республики Беларусь.

11. Руководители, другие должностные лица и иной персонал склада нефтепродуктов несут персональную ответственность за невыполнение требований настоящих Правил и других нормативных правовых актов в пределах возложенных на них обязанностей.

12. Нарушение требований настоящих Правил влечет ответственность в соответствии с законодательством Республики Беларусь.

Раздел II ПРИЕМ И ОТПУСК НЕФТЕПРОДУКТОВ

Глава 1 ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ

13. При организации работ на складах нефтепродуктов необходимо учитывать специфические свойства нефтепродуктов: токсичность, испаряемость, пожароопасность, взрывоопасность. При перекачках, сливе-наливе нефтепродуктов необходимо учитывать способность нефтепродуктов накапливать статическое электричество и технологические операции проводить с соблюдением мер безопасности. Свойства нефтепродуктов и их характеристики приведены согласно приложению 3.

14. Технология приема и отпуска нефтепродуктов на складах нефтепродуктов зависит от вида транспортных средств, интенсивности сливоналивных операций и физико-химических свойств нефтепродуктов.

15. Нефтепродукты транспортируются специальным железнодорожным, автомобильным и трубопроводным транспортом в соответствии с действующими на каждом виде транспорта правилами, утвержденными в установленном порядке.

16. Принимать и отпускать нефтепродукты необходимо только через специальные сливоналивные устройства:

в железнодорожные цистерны - на специальных эстакадах, через отдельные наливные стояки и сливные устройства;

в автомобильные цистерны (далее - автоцистерны) - на станциях налива, автомобильных эстакадах, через отдельные наливные стояки;

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

по отводам от магистральных трубопроводов с обеспечением точности измерений при выполнении операций приема и отпуска.

17. Перечень, упаковка и маркировка нефтепродуктов, допущенных к перевозке наливом в вагонах-цистернах, автомобильным транспортом, подготовка транспортных средств для налива и транспортирования должны соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84 "Нефть и нефтепродукты. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение" (далее - ГОСТ 1510-84).

18. Операции по сливу или наливу нефтепродуктов необходимо производить на отдельных сливоналивных устройствах во избежание смешивания сливаемого или наливаемого нефтепродукта с другими нефтепродуктами.

19. Для исключения причинения вреда окружающей среде, сохранения качества и количества нефтепродуктов, обеспечения безопасности процессов необходимо обеспечивать максимальную герметизацию всех операций при сливе-наливе и хранении нефтепродуктов.

20. На складах нефтепродуктов должна быть составлена технологическая схема, утвержденная руководителем организации, в которой указываются расположение, присвоенные номера и обозначения резервуаров для хранения нефтепродуктов (далее - резервуар), резервуарных парков, насосных установок, сливоналивных и раздаточных устройств, технологических трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры, заглушек, продувочных кранов, компенсаторов и контрольно-измерительных приборов (далее - КИП).

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

21. Изменение действующих технологических схем должно производиться на основании проектной документации и доводиться до сведения обслуживающего персонала склада нефтепродуктов.

22. Перекачку нефтепродуктов на складе нефтепродуктов (сливоналивные операции, внутренние перекачки) разрешается проводить по указанию лица, на которое в соответствии с должностной инструкцией возложена ответственность за проведение этих операций.

23. Во время перекачки нефтепродукта при переключении с полного резервуара на свободный резервуар необходимо сначала открыть приемную задвижку свободного резервуара и убедиться в поступлении нефтепродукта, а потом закрыть приемную задвижку на отключаемом резервуаре.

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

25. Технологические операции по перекачке нефтепродуктов должны фиксироваться в журнале распоряжений (указаний) по подготовке к перекачке нефтепродуктов по форме согласно приложению 4.

26. Работники, проводящие технологические операции по приему и отпуску нефтепродуктов, должны:

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

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

проводить измерение и определение массы принимаемых, хранимых и отпускаемых нефтепродуктов;

обеспечивать сохранность качества и количества нефтепродуктов при их приеме и отпуске.

27. Запрещается проводить сливоналивные операции железнодорожных цистерн и автоцистерн на эстакадах при стихийных гидрометеорологических явлениях.

Глава 2 ПРИЕМ И ОТПУСК НЕФТЕПРОДУКТОВ В ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЕ ЦИСТЕРНЫ

28. Операции по приему (сливу) и отпуску (наливу) нефтепродуктов в железнодорожные цистерны должны проводиться на подъездных железнодорожных путях, оборудованных специальными одно- и двусторонними эстакадами, наливными или сливными устройствами, грузовыми, зачистными и воздушно-вакуумными коллекторами, сборниками, промежуточными резервуарами, узлами учета нефтепродукта, средствами перемещения цистерн вдоль фронтов слива-налива и устройствами подогрева.

29. Под налив должны подаваться исправные, прошедшие в установленном порядке поверку в органах Комитета по стандартизации, метрологии и сертификации при Совете Министров Республики Беларусь (далее - Госстандарт) цистерны, предназначенные для перевозки определенного вида нефтепродуктов. Подготовку цистерн под налив нефтепродуктов производит железная дорога с соблюдением требований ГОСТ 1510-84 и типового технологического процесса подготовки цистерн.

Ремонт цистерн на территории сливоналивной эстакады запрещается.

30. В пунктах налива нефтепродуктов цистерны до подачи под налив осматривают приемщики грузоотправителя одновременно с работниками железной дороги на путях железнодорожной станции.

31. Перед наливом железнодорожных цистерн необходимо:

проверить техническое состояние лестниц, крепления перил, поручней, ограждений и настила рабочих площадок;

проверить отсутствие в цистернах посторонних предметов, нефтепродуктов и других жидкостей;

при наличии остатка нефтепродукта измерить количество, определить марку и соответствие наливаемому нефтепродукту;

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

проверить техническое состояние накидных гаек, обеспечивающих герметичность закрытия крышки колпака;

установить наличие заглушки патрубка нижнего сливного прибора, прижимного винта или скобы заглушки и проверить их техническое состояние.

Все выявленные неисправности и недостатки необходимо оформить актом и цистерну возвратить для их устранения.

Прием под налив железнодорожных цистерн должен производиться после отметки о проведении их технического осмотра.

32. Маркировка, характеризующая транспортную опасность груза, грузовых единиц и транспортных средств при перевозке опасных грузов железнодорожным транспортом, производится в соответствии с ГОСТ 19433-88.

33. Налив нефтепродуктов в цистерны должен осуществляться, как правило, по закрытой бесшланговой системе автоматизированных шарнирно-сочлененных или телескопических устройств, оборудованных автоматическими ограничителями налива, обеспечивающими предотвращение перелива цистерн, а также устройствами для герметизации налива.

34. Освобождение от остатков нефтепродукта наливных устройств и коллекторов рекомендуется проводить с помощью дренажных трубопроводов и самовсасывающих насосов.

35. Перед наливом или сливом нефтепродуктов необходимо проверить положение и техническое состояние запорной арматуры на продуктовых коммуникациях, а также исправность всех сливоналивных устройств, плотность соединений телескопических труб или рукавов. Обнаруженные неисправности должны немедленно устраняться.

36. Налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны должен производиться под слой жидкости.

Длина наливного рукава с наконечником или трубы должна обеспечивать опускание в цистерну на расстояние не более 200 мм от нижнего образующего котла цистерны.

37. Во время налива нефтепродукта необходимо исключить попадание внутрь цистерны посторонних предметов и атмосферных осадков.

38. По окончании налива наливные устройства (рукава) должны выниматься из горловин люков цистерн только после стока из них нефтепродукта. После замера уровня нефтепродукта в цистерне крышка ее люка должна быть герметично закрыта. Крышку следует закрывать осторожно, без ударов.

39. Перед сливом нефтепродукта из цистерны необходимо совместно с представителем железной дороги проверить целостность пломб грузоотправителя и возможность доступа к нефтепродукту без нарушения пломб, проверить накладные и паспорта качества, отобрать пробы в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-85 "Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб" (далее - ГОСТ 2517-85), измерить плотность и температуру нефтепродукта, уровень наполнения цистерны.

40. Слив нефтепродуктов должен производиться, как правило, закрытым (герметичным) способом через нижние сливные приборы цистерны и установки нижнего слива. Для слива нефтепродуктов с температурой вспышки свыше 120 град. С и мазутов допускается использовать открытые сливные устройства межрельсовых или боковых коллекторов со съемными крышками.

41. Допускается производить слив легковоспламеняющихся жидкостей (далее - ЛВЖ) через горловину цистерны.

При этом в целях сокращения потерь от испарения, снижения электризации нефтепродукта и уменьшения пенообразования при сливе длина нижнего звена сливного устройства должна обеспечивать его опускание в цистерну на расстояние не более 200 мм от корпуса цистерны в его нижней части.

42. Слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн может осуществляться принудительным способом (при помощи насосов) или самотеком в приемные резервуары.

43. При самотечном сливе в заглубленные резервуары необходимо обеспечить одновременную откачку нефтепродукта из них в наземные резервуары.

Резервуары должны иметь вместимость не менее 75% суммарной вместимости одновременно сливаемых цистерн. Производительность откачки нефтепродукта из этих резервуаров должна составлять не менее 50% производительности их заполнения. При этом резервуары должны иметь защиту от перелива.

44. Время слива-налива железнодорожных цистерн устанавливается договором организации, принимающей нефтепродукт, с региональным отделением железной дороги.

45. При необходимости разогрева вязких и застывающих нефтепродуктов время слива может быть увеличено в установленном порядке.

46. На двусторонних эстакадах при сливе-наливе ЛВЖ подача цистерны на второй путь запрещается до окончания сливоналивной операции.

47. Перемещение железнодорожных цистерн на эстакадах должно быть согласовано с оператором участка (цеха) слива-налива нефтепродуктов.

48. При подаче под слив цистерн с неисправными нижними сливными приборами получателю предоставляется дополнительное время для слива (выгрузки) нефтепродукта по согласованию с представителем железнодорожной станции.

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

50. Слив нефтепродуктов из неисправных цистерн необходимо производить на устройствах для верхнего или нижнего слива. В обоснованных случаях разрешается сливные устройства для этих цистерн предусматривать непосредственно на сливоналивной эстакаде.

51. При верхнем сливе неисправных цистерн с маловязкими низкозастывающими и легковоспламеняющимися нефтепродуктами рекомендуется применять вакуумную систему слива.

52. В период, когда слив или налив нефтепродукта не производится, цистерны не должны быть подсоединены к сливным устройствам эстакады.

53. Лицам, не связанным со сливоналивными операциями, находиться в зоне слива и налива нефтепродуктов запрещается.

Глава 3 ПРИЕМ НЕФТЕПРОДУКТОВ ОТ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

54. Склады нефтепродуктов получают нефтепродукты по отводам магистральных трубопроводов (далее - отводы).

55. Отводы и находящийся в них нефтепродукт до входной задвижки потребителя принадлежат владельцу магистрального трубопровода.

56. Требования к организации и порядку приема-сдачи, учету нефтепродуктов, поступающих на склад нефтепродуктов по отводам, устанавливаются договорами и согласованными техническими документами владельцев магистральных трубопроводов и складов нефтепродуктов.

57. На рабочих местах товарных операторов магистрального трубопровода и склада нефтепродуктов должны быть:

должностные инструкции товарных операторов;

схема перекачки нефтепродукта от магистрального трубопровода на склад нефтепродуктов;

градуировочные таблицы резервуаров, отводов и склада нефтепродуктов;

акт разграничения зон обслуживания между магистральным трубопроводом и складом нефтепродуктов;

технологическая схема отводов и склада нефтепродуктов;

технологическая карта перекачки нефтепродукта от магистрального трубопровода на склад нефтепродуктов;

инструкция взаимоотношений между товарными операторами магистрального трубопровода и склада нефтепродуктов.

Между товарными операторами должна быть установлена надежная двусторонняя связь.

58. Руководство магистрального трубопровода составляет и утверждает карту технологических режимов работы отводов, в которой указываются технологические схемы отводов и склада нефтепродуктов, производительность подачи нефтепродуктов по отводам, давление в характерных точках отводов, номинальная плотность и вязкость нефтепродуктов, порядок переключения резервуаров при приеме нефтепродукта.

59. Отводы должны быть оборудованы устройствами контроля за их техническим состоянием, а также средствами автоматизации и механизации, обеспечивающими редуцирование давления нефтепродукта, ручное, местное и дистанционное закрытие запорной арматуры с диспетчерского пункта магистрального трубопровода или склада нефтепродуктов в случае утечек нефтепродукта из трубопровода.

60. Трубопроводы на территории складов нефтепродуктов должны оборудоваться предохранительными клапанами. Сброс нефтепродуктов от этих клапанов следует предусматривать в специальные резервуары, объем и число которых определяются по нормам технологического проектирования.

61. Трубопроводы должны быть оборудованы устройствами контроля за их техническим состоянием, а также средствами автоматизации, обеспечивающими ручное, местное и дистанционное закрытие запорной арматуры с диспетчерского пункта магистрального трубопровода или склада нефтепродуктов в случае утечек нефтепродукта из трубопровода.

62. Отводы и трубопроводы на территории склада нефтепродуктов должны быть аттестованы в установленном порядке.

63. Руководство склада нефтепродуктов обязано сообщать руководству магистрального трубопровода об изменениях в своей технологической схеме.

64. При последовательной перекачке нефтепродуктов в целях их минимального смешения следует подбирать нефтепродукты, близкие по физико-химическим свойствам.

Температура бензинов при перекачке по трубопроводам должна быть не выше 30 град. С, керосинов и дизельного топлива - не выше 40 град. С.

65. Товарный оператор магистрального трубопровода должен работать совместно с товарным оператором склада нефтепродуктов при подготовке технологической схемы перекачки нефтепродукта, выполнении оперативных переключений, измерении уровней нефтепродукта в резервуарах. Товарные операторы должны соблюдать технологию перекачки нефтепродукта и контролировать давление в трубопроводах. При выполнении операций по перекачке нефтепродукта старшим является оператор склада нефтепродуктов.

66. По окончании приемки-сдачи нефтепродукта входные задвижки на отводе пломбируются пломбами владельца магистрального трубопровода.

Глава 4 ОТПУСК НЕФТЕПРОДУКТОВ В АВТОЦИСТЕРНЫ И ТАРУ

67. Отпуск нефтепродуктов в автоцистерны производится через автоматизированные системы налива (далее - АСН), автомобильные эстакады и одиночные стояки.

68. Для налива нефтепродуктов в автоцистерны, прицепы и полуприцепы должны применяться специальные, в том числе автоматизированные, устройства верхнего и нижнего налива, оборудованные счетными дозирующими устройствами, насосными агрегатами, пультами дистанционного управления.

69. Для уменьшения гидравлических ударов, предотвращения проявлений статического электричества и достижения более точной высоты уровня налива нефтепродуктов в автоцистерны наливное устройство, обеспечивающее снятие статического электричества, рекомендуется оснащать оборудованием, обеспечивающим подачу нефтепродукта с пониженной производительностью в начальной и завершающей стадиях налива.

70. Количество отпускаемого в автоцистерну нефтепродукта следует определять при помощи счетчиков жидкости или номинальной вместимости цистерн (по планку) или взвешиванием на автомобильных весах. Грузоподъемность автомобильных весов должна обеспечить взвешивание всех типов автоцистерн.

71. Используемые счетчики должны соответствовать условиям их применения по производительности, давлению и вязкости нефтепродуктов.

72. Автоцистерны, подаваемые под налив нефтепродуктов, должны соответствовать требованиям эксплуатационной документации завода-изготовителя, Правил перевозки опасных грузов автомобильным транспортом по территории Республики Беларусь, утвержденных приказом Комитета по надзору за безопасным ведением работ в промышленности и атомной энергетике при Министерстве по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь от 14 декабря 1999 г. N 140 (далее - Правила перевозки опасных грузов), ППБ 2.11-2001 и других технических нормативных правовых актов.

Пропуск и порядок движения автоцистерн на территории склада нефтепродуктов, а также налив нефтепродуктов в автоцистерны должны производиться с соблюдением требований Правил перевозки опасных грузов, ППБ 2.11-2001.

Налив нефтепродуктов в автоцистерну должно производить лицо, допущенное к выполнению погрузочно-разгрузочных работ с опасными грузами.

73. Технологические трубопроводы от резервуаров до наливных устройств должны быть раздельными для каждой марки нефтепродукта.

74. Налив нефтепродуктов в автоцистерны производится с помощью АСН по инструкции, разработанной с учетом применяемого оборудования.

Техническая эксплуатация АСН осуществляется в соответствии с требованиями паспорта и инструкции завода - изготовителя АСН.

75. Автоцистерны, прицепы и полуприцепы, в которых перевозится нефтепродукт, должны пломбироваться на складе нефтепродуктов. Места пломбирования устанавливаются в зависимости от конструкции автоцистерны.

76. В целях предотвращения загрязнения окружающей среды наливные устройства должны иметь дренажную систему с каплеуловителем или другие приспособления для возможного слива остатка нефтепродуктов из наливных устройств после окончания операций налива.

77. Отпуск нефтепродуктов в тару (бочки, бидоны и тому подобное) следует производить в разливочных и раздаточных отделениях склада нефтепродуктов с обеспечением требуемой точности измерений.

78. Подача нефтепродуктов к раздаточным устройствам может осуществляться самотеком или с помощью насосов, оборудованных устройствами для автоматического отключения при повышении давления в трубопроводе.

79. Подключать раздаточные устройства к основным трубопроводам следует вне зданий и площадок разливочных, задвижки следует ставить на отпускных устройствах в месте присоединения их к основным трубопроводам.

80. При наливе нефтепродуктов в тару необходимо соблюдать следующие требования:

тара (бочки, бидоны и тому подобное) должна соответствовать стандартам или техническим условиям, иметь маркировку и обеспечивать сохранность и качество нефтепродуктов;

непосредственно перед наливом необходимо убедиться в отсутствии в таре посторонних предметов;

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

после налива нефтепродукта тара должна быть плотно закрыта.

81. Наливать ЛВЖ следует только в металлическую тару, пробки которой завинчиваются и отвинчиваются специальным, не дающим искр инструментом.

82. Допускается производить налив ЛВЖ в тару, установленную на специально оборудованных транспортных средствах, при условии выполнения следующих требований:

налив должен производиться специальными устройствами на площадках отпуска нефтепродуктов, имеющих твердое покрытие и расположенных не ближе чем в 30 м от резервуарных парков;

налив производится в тару, установленную в кузове только одного транспортного средства, в исключительных случаях - на двух транспортных средствах, если наливные устройства расположены друг от друга на расстоянии не ближе 15 м;

во время налива двигатель транспортного средства должен быть выключен;

наливать нефтепродукты необходимо при помощи топливораздаточного крана, который должен быть заземлен. Тару необходимо заполнять не более 95% от ее объема;

после налива необходимо перекрыть кран у счетчиков, топливораздаточный кран убрать в специально предназначенное место, тару, залитую нефтепродуктом, закрыть пробками с прокладками.

83. На площадке отпуска нефтепродуктов должны быть трос или штанга для отбуксировки транспортного средства в случае его неисправности или пожара.

84. Обслуживающий персонал раздаточных отделений обязан:

знать технологические схемы и устройство оборудования, безошибочно выполнять операции отпуска нефтепродуктов потребителям;

следить за соблюдением движения транспортных средств согласно схеме движения;

выполнять требования обслуживания счетчиков, маслораздаточных и топливораздаточных колонок, специальных расфасовочных установок, линий затаривания в соответствии с паспортами и инструкциями по их эксплуатации.

85. За состоянием раздаточных кранов, патрубков, трубопроводов и другого оборудования разливочных и раздаточных отделений должен быть установлен постоянный контроль. Раздаточные краны должны легко открываться и закрываться и не давать течи. Все обнаруженные дефекты и неисправности необходимо немедленно устранять.

Глава 5 ПЕРЕКАЧКА НЕФТЕПРОДУКТОВ ПО ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ТРУБОПРОВОДАМ

86. Технологические трубопроводы складов нефтепродуктов предназначены для выполнения основных и вспомогательных операций при приеме, хранении и отпуске нефтепродуктов (слив-налив, прием из магистральных трубопроводов, внутренняя перекачка, удаление отстоя, опорожнение и зачистка резервуаров), а также перекачки нефтепродукта из одного резервуара в другой при аварии.

87. Диаметры технологических трубопроводов устанавливаются проектом с учетом максимальной производительности перекачки нефтепродуктов и установленных норм времени слива-налива емкости транспортных средств.

88. Перекачка нефтепродуктов по технологическим трубопроводам, аттестованным в установленном порядке, должна производиться в соответствии с требованиями ГОСТ 1510-84 и норм технологического проектирования складов нефтепродуктов.

89. При последовательной перекачке нефтепродуктов в целях их минимального смешения необходимо подбирать нефтепродукты, близкие по физико-химическим свойствам.

90. Перед перекачкой нефтепродуктов следует осматривать опоры технологических трубопроводов, их исправность и правильное положение труб во избежание их деформации, выявленные дефекты немедленно устранять. Компенсаторы, шарнирные соединения должны иметь свободное движение и обеспечивать герметичность.

91. При перекачке нефтепродуктов должно быть установлено наблюдение за давлением в трубопроводе. Нельзя допускать превышения давления, установленного для данного трубопровода.

92. Запрещается оставлять открытой запорную арматуру на неработающих трубопроводах. Выключенные из технологической схемы трубопроводы должны быть заглушены.

93. Во избежание гидравлического удара и аварии трубопровода задвижки, краны, вентили необходимо открывать и закрывать плавно.

94. После проведения оперативного переключения или осмотра арматуры и устройств, расположенных в колодцах, крышки колодцев необходимо закрыть.

Раздел III ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Глава 6 ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ В РЕЗЕРВУАРАХ

95. При хранении нефтепродуктов в резервуарах необходимо выполнять требования ГОСТ 1510-84, ГОСТ 8.346-2000 "Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методы поверки" (далее - ГОСТ 8.346-2000), ГОСТ 8.570-2000 "Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методы поверки" (далее - ГОСТ 8.570-2000).

Выбор резервуара должен быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации резервуара, с учетом максимального снижения потерь нефтепродукта от испарения при хранении.

96. Нефтепродукты каждого сорта или марки должны храниться в отдельных, предназначенных для них резервуарах.

97. Для хранения бензинов с целью сокращения потерь от испарения следует применять резервуары с защитными устройствами: понтонами, плавающими крышами, дисками-отражателями или оборудованные газовой обвязкой согласно проекту.

Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающими крышами.

98. Резервуары должны иметь исправные запорные устройства и люки с прокладками, стойкими к нефтепродуктам и обеспечивающими герметичность.

99. Измерение уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства с помощью измерительных устройств и сниженных пробоотборников, предусмотренных проектом и допущенных к использованию в установленном порядке.

100. Для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения при хранении в резервуарах необходимо:

обеспечить полную герметизацию крыши резервуара;

поддерживать давление в резервуаре, равное проектному;

осуществлять перекачку легкоиспаряющихся нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости;

максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов;

окрашивать наружную поверхность резервуара светоотражающими светлыми эмалями и красками.

101. При хранении нефтепродуктов в резервуарах не допускается наличие подтоварной воды выше минимального уровня, обеспечиваемого конструкцией устройства для дренажа воды.

102. В осенний период до наступления отрицательных температур необходимо сливать подтоварную воду из резервуара, а сифонный кран промывать хранящимся нефтепродуктом и поворачивать в боковое положение.

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

104. При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой (далее - ГУС) запрещается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными бензинами.

105. Для обеспечения эффективной работы ГУС необходимо:

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

поддерживать герметичность системы;

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

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

в зимнее время утеплять дренажные устройства.

106. При необходимости вывода из эксплуатации резервуара, включенного в ГУС, или заполнения его нефтепродуктом другого сорта следует отключить его от газовой обвязки, закрыв задвижку на газопроводе.

107. При смене сортов нефтепродуктов подготовка к заполнению резервуаров должна быть проведена согласно требованиям ГОСТ 1510-84.

Глава 7 ПОДОГРЕВ ВЯЗКИХ И ЗАСТЫВАЮЩИХ НЕФТЕПРОДУКТОВ

108. Подогрев вязких и застывающих нефтепродуктов производят при проведении технологических операций по приему, отпуску и регенерации нефтепродуктов с целью увеличения их текучести и уменьшения гидравлического сопротивления при перекачке.

109. При самотечном сливе-наливе нефтепродуктов оптимальная температура их подогрева определяется исходя из условий обеспечения слива-налива железнодорожных цистерн и автоцистерн в установленные сроки.

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

111. За оптимальную температуру подогрева нефтепродукта при наливе цистерны принимается такая температура, при которой слив его в пункте назначения возможен без подогрева.

112. При комбинированном способе подогрева оптимальной температурой подогрева считается такая, которая обеспечивает самотечное заполнение емкостей транспортных средств.

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

114. Температура подогрева темных нефтепродуктов при хранении, а также при проведении сливоналивных операций должна быть ниже температуры вспышки нефтепродукта в закрытом тигле не менее чем на 35 град. С и не превышать 90 град. С. Температура нефтепродукта при подогреве должна контролироваться и фиксироваться в журнале.

115. Во время подогрева необходимо следить, чтобы при повышении температуры нефтепродукта не произошел его выброс из цистерны.

116. Разогревать застывшие нефтепродукты в железнодорожных цистернах, а также в сливоналивных устройствах следует паром, горячей водой, нагретым нефтепродуктом (циркуляционный метод). Запрещается применять для этой цели открытый огонь (факелы, паяльные лампы и тому подобное).

117. Паровые змеевики необходимо включать в работу после погружения их в нефтепродукт на глубину не менее 500 мм от уровня жидкости до верхней кромки подогревателя.

118. Конструкции подогревателей нефтепродуктов различаются в зависимости от назначения и принципа действия. Рекомендуется использовать подогреватели следующих типов: стационарные и переносные; общие и местные; трубчатые, циркуляционного подогрева и другие.

119. Для подогрева вязких нефтепродуктов в вертикальных резервуарах необходимо использовать стандартные секционные трубчатые подогреватели, а в горизонтальных резервуарах - также змеевиковые подогреватели.

120. При нагреве нефтепродукта с помощью стационарных секционных пароподогревателей давление насыщенного пара не должно превышать 0,4 МПа, а с помощью переносных - 0,3 МПа.

121. В экстренных случаях при необходимости подогрева высоковязких нефтепродуктов (главным образом топочного мазута в железнодорожных цистернах) допускается их подогрев "острым паром". В этих случаях насыщенный водяной пар инжектируется через перфорированные трубы непосредственно в нефтепродукт и конденсируется, сообщая ему необходимое тепло.

Обводненный нефтепродукт в дальнейшем должен подвергаться обезвоживанию.

122. Подогрев нефтепродуктов в резервуарах насыщенным паром или перегретой водой осуществляется стационарными или переносными подогревателями, а также устройствами циркуляционного подогрева и размыва.

123. Для слива вязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн предпочтителен циркуляционный способ подогрева с использованием специальных стационарных теплообменников за пределами железнодорожной эстакады.

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

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

126. Конденсат от пароподогревателей, имеющий удовлетворительное качество, необходимо возвращать в сети конденсата.

Загрязненный конденсат, очистка которого невозможна, следует охлаждать с последующим сбросом в производственную канализацию.

127. Конструкция подогревателей должна обеспечивать надежность и безопасность их эксплуатации.

Глава 8 ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ

128. В зависимости от физико-химических свойств нефтепродуктов для их обезвоживания можно применять отстаивание, отстаивание с подогревом, отстаивание с подогревом и с использованием деэмульгаторов, продувку воздухом, выпаривание под давлением или под вакуумом, центрифугирование.

129. Для обезвоживания высоковязкого мазута необходимо использовать термохимический способ обезвоживания в резервуарах с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ) - деэмульгаторов.

Для обезвоживания мазута и мазутных зачисток, которые образуются в результате очистки и отмывки резервуаров и транспортных емкостей, рекомендуется применять кальцинированную соду.

130. Для отстоя воды и загрязнений (механических примесей) в смазочных маслах и мазутах необходим их нагрев до 70 - 90 град. С. Нагрев свыше 100 град. С не допускается, так как возможно вскипание воды, находящейся в нефтепродукте.

Отстой необходимо производить при выключенных подогревателях.

131. Запрещается обезвоживание (осветление) масел отстоем при повышенной температуре масел типа трансформаторных и турбинных, так как при высоких температурах кислотное число может повыситься сверх нормы.

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

133. Для обезвоживания нефтепродуктов необходимо иметь специальное оборудование: отстойники периодического действия, вертикальные цилиндрические резервуары с коническим дном, горизонтальные с промежуточными ярусами и наклонными перегородками, вертикальные с коническими тарелками, многоярусные с промывкой осадка и другое оборудование.

Глава 9 ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ТАРЕ

134. Хранение, перемещение нефтепродуктов должны осуществляться с учетом требований СТБ 11.4.01-95 "Легковоспламеняющиеся и горючие жидкости. Обеспечение пожарной безопасности при хранении, перемещении и применении на промышленных предприятиях".

135. Хранить нефтепродукты в таре необходимо в специально оборудованных складских зданиях, под навесом и на открытых площадках. Способ хранения принимается в зависимости от физико-химических свойств хранимых нефтепродуктов, вида тары.

Тара для хранения нефтепродуктов должна соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84.

136. Предприятия, затаривающие нефтепродукты в металлические бочки, должны оснащаться механизированными и автоматизированными средствами по обработке бывшей в употреблении транспортной тары (очистка, пропарка, промывка, просушка, проверка на герметичность и окраска), а также оборудованием по производству мелкого и среднего ремонта тары.

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

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

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

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

140. Не допускается использовать неисправные механизмы и инвентарь. Места производства погрузочно-разгрузочных работ должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.3.009-79 "Система стандартов безопасности труда. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности".

141. Капитальные сооружения (хранилища) для хранения нефтепродуктов в таре должны иметь:

подъездные пути для транспортных средств;

эстакады для погрузки (выгрузки) тарных нефтепродуктов из железнодорожных вагонов;

не менее двух дверей (ворот).

142. Хранилища должны быть оборудованы средствами механизации для погрузочно-разгрузочных и транспортных операций, сигнализаторами для контроля в помещениях взрывоопасных смесей и газов ЛВЖ и ГЖ.

143. В складских зданиях и на площадках хранения нефтепродуктов в таре должен быть предусмотрен запас песка и средств для ликвидации случайных разливов нефтепродуктов и зачистки загрязненных мест.

144. Стеллажи и штабеля с затаренными нефтепродуктами должны быть пронумерованы и установлены с учетом обеспечения свободного доступа к таре и применения необходимых средств механизации.

145. Стеллажи должны быть изготовлены согласно утвержденной технической документации, проверены на прочность и устойчивость. Складировать нефтепродукты на неустойчивые и недостаточно прочные стеллажи не допускается. Стеллажи должны своевременно окрашиваться и ремонтироваться. Деревянные стеллажи необходимо обрабатывать огнезащитным составом методом глубинной пропитки.

146. На стойках каждого комплекта стеллажей должны быть четкие надписи с указанием номера стеллажа, его грузоподъемности, даты проведенного осмотра, даты следующего осмотра и фамилии лица, ответственного за его техническое состояние.

147. Периодичность проведения осмотров и технического освидетельствования стеллажей должна определяться по графику, утвержденному главным инженером предприятия, но не реже одного раза в год. Результаты осмотров стеллажей должны регистрироваться в специальном журнале.

148. В хранилищах нефтепродуктов должна быть следующая документация:

план хранилища со схемой размещения стеллажей и штабелей;

картотека или компьютерная система учета хранимых нефтепродуктов;

инструкции по охране труда и пожарной безопасности для обслуживающего персонала.

149. При хранении нефтепродуктов в таре (бочках, канистрах) в складских зданиях и под навесами следует соблюдать следующие требования:

высота стеллажей или штабелей поддонов - не более 5,5 м;

размещение тары на каждом ярусе стеллажа - в один ряд по высоте и в два ряда по ширине;

ширина штабеля - из условия размещения не более четырех поддонов;

ширина проездов между стеллажами и штабелями - в зависимости от габаритов применяемых средств механизации, но не менее 1,4 м;

проходы между стеллажами и штабелями - шириной 1 м;

главный проход - не менее 2 м;

расстояние от верха тары до потолка - не менее 1 м;

расстояние от стены до штабеля - 0,8 м.

150. При хранении нефтепродуктов в таре на открытых площадках следует соблюдать следующие условия:

количество штабелей тары с нефтепродуктами - не более шести;

размеры штабеля не более: длина - 25 м, ширина - 15 м;

высота - 5,5 м;

укладка тары или поддонов в штабеля - в два ряда с проходами и проездами между ними в соответствии с пунктом 152 настоящих Правил;

расстояние между штабелями на площадке - 5 м, между штабелями соседних площадок - 15 м.

151. Металлические бочки в зависимости от расположения наливного отверстия следует хранить пробкой вверх в вертикальном или горизонтальном положении.

152. Погрузку и выгрузку грузов, поступающих железнодорожным и автомобильным транспортом, выполняют на закрытых, с навесом или открытых грузовых платформах исходя из требований технологии хранения грузов и защиты их от атмосферных воздействий.

153. Длина и ширина грузовых платформ для выгрузки и погрузки тарных нефтепродуктов в железнодорожный и автомобильный транспорт должны соответствовать грузообороту, вместимости хранилища, а также габаритам применяемых транспортных средств.

154. В тарных хранилищах запрещается затаривать нефтепродукты, хранить пустую тару и другие посторонние предметы. Вокруг тарного хранилища необходимо иметь отмостки и водоотводные каналы с уклоном для стока воды. Водоотводные лотки, трубы, отмостки должны содержаться исправными и периодически очищаться.

155. Работники склада нефтепродуктов должны ежесуточно осматривать состояние укупорки тары в тарных хранилищах. При обнаружении течи необходимо ее устранить, пролитый нефтепродукт собрать, место пролива засыпать песком, песок собрать в металлический ящик, закрыть крышкой.

Раздел IV ОБЕСПЕЧЕНИЕ СОХРАННОСТИ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРИ ПРИЕМЕ, ХРАНЕНИИ И ОТПУСКЕ

Глава 10 ОБЕСПЕЧЕНИЕ СОХРАННОСТИ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРИ ПРИЕМЕ

156. До поступления нефтепродуктов на склад нефтепродуктов автомобильным и железнодорожным транспортом, а также по отводам необходимо проверить:

исправность сливных устройств;

качество подготовки резервуаров, предназначенных для приема нефтепродуктов;

качество подготовки технологических трубопроводов для перекачки нефтепродуктов;

исправность приборов для отбора проб, проведения анализов.

157. После подачи транспортных средств под слив (разгрузку) нефтепродуктов проверяются:

состояние железнодорожных цистерн, автоцистерн, наличие и исправность пломб, а также чистота нижних сливных приборов;

наличие и полнота заполнения паспортов качества и соответствие фактических данных паспортов требованиям стандартов, технических условий (далее - ТУ);

номера железнодорожных цистерн (вагонов) и их соответствие номерам, указанным в товарно-транспортных накладных и паспортах;

исправность емкостей и тары, наличие маркировки на емкостях и таре, соответствие маркировки отгрузочным документам;

содержание механических примесей и воды визуально, уровень подтоварной воды и нефтепродукта, плотность и температура нефтепродукта.

158. На эстакаде склада нефтепродуктов до слива нефтепродукта из транспортных средств отбираются пробы нефтепродукта для проведения контрольного и арбитражного анализов. Качество поступившего нефтепродукта оформляется актом.

Если по данным лабораторного анализа нефтепродукт не соответствует стандартам (ТУ), он должен быть слит в отдельный резервуар.

159. В случае обнаружения несоответствия состояния тары и упаковки, их маркировки, качества нефтепродукта требованиям стандартов (ТУ) склад приостанавливает прием нефтепродукта, складирует его отдельно, составляет акт о выявленных отклонениях, оформляет претензию, вызывает представителя поставщика для участия в продолжении приемки нефтепродукта.

160. После слива нефтепродукта в резервуар и его отстаивания отбирается объединенная проба по ГОСТ 2517-85 и проводится контрольный анализ нефтепродукта.

161. В случае смешения и порчи нефтепродуктов на складах составляется акт и принимаются меры по восстановлению качества нефтепродуктов. Если смесь нефтепродуктов не поддается восстановлению, она подлежит переводу в низший сорт нефтепродукта с оформлением акта.

Глава 11 ОБЕСПЕЧЕНИЕ СОХРАННОСТИ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРИ ХРАНЕНИИ

162. Нефтепродукты при правильном хранении в течение гарантийного срока сохраняют свое качество.

Нефтепродукты необходимо хранить в герметичных, технически исправных резервуарах. В период хранения замерные люки, задвижки должны быть закрыты, дыхательные клапаны отрегулированы на соответствующий перепад давления.

163. В целях сохранения качества нефтепродуктов резервуары необходимо периодически зачищать.

164. Совместное хранение авиатоплива, высокооктановых бензинов, дизельного топлива в резервуарах одной группы в соответствии с ГОСТ 1510-84 запрещается.

165. Не допускается хранение топлива и моторных масел с присадками на водяной "подушке", превышающей минимальный уровень, обеспечиваемый конструкцией устройства для дренажа воды.

166. Перекачка нефтепродуктов должна проводиться после подготовки технологических трубопроводов, резервуаров и фильтров в соответствии с требованиями ГОСТ 1510-84.

167. При перекачке нефтепродукта из одного резервуара в другой либо при смешении нефтепродукта одной марки из разных резервуаров делается анализ нефтепродукта и выписывается паспорт качества на резервуар с фактическими физико-химическими показателями нефтепродукта в данном резервуаре.

168. Все образующиеся на складе остатки нефтепродуктов от зачистки резервуаров, технологических трубопроводов, смеси нефтепродуктов при перекачке, ловушечные нефтепродукты и тому подобное должны актироваться и могут быть реализованы после проверки их фактического качества в лаборатории.

Для решения вопроса о реализации остатков нефтепродуктов необходимо подготовить паспорт качества, акт отбора проб, акт комиссии о причинах появления и количестве остатка.

169. Решение об исправлении качества, метод исправления качества нефтепродукта и дальнейшее его использование устанавливаются комиссией, назначенной руководителем организации, и оформляются актом.

Глава 12 ОБЕСПЕЧЕНИЕ СОХРАННОСТИ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТА ПРИ ОТПУСКЕ

170. Нефтепродукты, подлежащие отпуску (отгрузке) потребителю, должны соответствовать по своему качеству требованиям стандартов (ТУ). Очередность отгрузки тарных нефтепродуктов должна соответствовать очередности их поступления на склад.

171. После налива нефтепродуктов в железнодорожные цистерны из них отбирают пробы. Каждую пробу делят на две части: одна - на случай арбитражного анализа, другая - для контрольного анализа.

172. Нефтепродукты, которые выдаются в мелкой таре или отгружаются в автоцистерны, не анализируются, если на каждую партию, подлежащую отгрузке, имеется паспорт качества со сроком давности, не превышающим установленного, и если отсутствуют признаки ухудшения качества нефтепродуктов.

При отгрузке нефтепродуктов со склада паспорт качества выдается получателю по его требованию.

173. При отгрузке авиационных бензинов и топлива для реактивных двигателей железнодорожным транспортом паспорта о качестве во всех случаях должны быть приложены к накладной на каждую цистерну.

174. Паспорт качества заполняется по показателям стандартов (ТУ) на нефтепродукт. Значения показателей, не определяемых лабораторией организации, проставляются по паспорту поставщика, выданному при поставке нефтепродукта на склад нефтепродуктов.

Глава 13 ЛАБОРАТОРНЫЙ КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ

175. На складах нефтепродуктов контроль качества нефтепродуктов проводится в лабораториях, аттестованных в соответствии с требованиями нормативных актов Республики Беларусь в объеме приемо-сдаточных и контрольных анализов, с выдачей паспорта качества нефтепродукта.

176. Лаборанты, выполняющие анализ нефтепродуктов, должны иметь соответствующую теоретическую и практическую подготовку, обеспечивающую квалифицированное проведение анализов нефтепродуктов.

177. Контрольный анализ нефтепродуктов проводится:

при длительном хранении бензина и топлива для реактивных двигателей - не реже одного раза в 6 месяцев;

при хранении дизельного топлива и масел - один раз в год;

после закачки новой партии нефтепродукта в резервуар - не позже 24 часов после закачки нефтепродукта.

178. При приеме нефтепродукта обязательно проведение анализа в объеме требований стандартов в следующих случаях:

цистерны не имеют пломб или пломбы неисправны;

цистерны опломбированы не на станции отправления, а на промежуточной станции;

номера цистерн не совпадают с номерами, указанными в документах отправителя;

нефтепродукты поступили в неисправной таре или с нарушенной заводской упаковкой;

нефтепродукты прибыли без паспорта;

по данным контрольного анализа или по данным паспорта отправителя обнаружено несоответствие качества нефтепродукта требованиям стандартов (ТУ);

паспорт на поступивший нефтепродукт заполнен не по всем показателям, предусмотренным стандартом (ТУ).

179. Учет результатов анализа (качества) нефтепродуктов ведется в журнале анализов нефтепродуктов.

Глава 14 ВОССТАНОВЛЕНИЕ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ

180. Показатели качества нефтепродуктов, имеющих отклонения от стандартов (ТУ), могут быть восстановлены путем:

отстаивания, фильтрования, сепарации и осушки;

смешения с нефтепродуктом той же марки, имеющим запас качества по данному показателю.

181. У топлива могут быть исправлены октановое число, фракционный состав, плотность, вязкость, температура вспышки в закрытом тигле, содержание фактических смол, серы, механических примесей и воды.

182. У масел могут быть исправлены вязкость, температура вспышки, кислотное число, плотность, содержание механических примесей и воды.

183. Обезвоживание нефтепродуктов достигается путем отстаивания в резервуарах. Дизельное топливо и мазут для ускорения обезвоживания нагревают до 40 - 50 град. С, а масла - до 60 - 80 град. С в резервуарах, оборудованных паровыми змеевиками или электроподогревателями.

При обезвоживании нефтепродуктов вода, скапливающаяся в нижней части резервуара, подлежит удалению.

184. Механические примеси из нефтепродуктов удаляются путем их отстоя с последующей перекачкой через фильтр в чистый резервуар.

185. До проведения работ по смешению нефтепродуктов необходимо:

провести анализ нефтепродуктов, подлежащих смешению;

установить расчетным путем количество каждого компонента в смеси продуктов;

проверить правильность расчета путем анализа в лаборатории;

подготовить тару (резервуары), средства перекачки и другое оборудование.

Раздел V ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБЪЕКТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ

Глава 15 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

186. На складах нефтепродуктов эксплуатируются сооружения и оборудование, предназначенные для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов.

187. При эксплуатации складов нефтепродуктов сооружения и оборудование должны соответствовать требованиям технических нормативных актов и находиться в исправном состоянии.

Запрещается эксплуатация сооружений, оборудования, механизмов и инструмента в неисправном состоянии, а также при нагрузках и давлении выше паспортных.

188. Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт сооружений и оборудования на складах нефтепродуктов должны осуществляться в соответствии с требованиями технических нормативных актов на эти сооружения и оборудование, правил пожарной безопасности системы противопожарного нормирования и стандартизации, настоящих Правил и других технических нормативных актов.

189. Для применяемого в технологическом процессе основного оборудования заводом-изготовителем (проектной организацией) должен устанавливаться допустимый срок службы (ресурс), а для трубопроводов и арматуры - расчетный срок эксплуатации, что должно отражаться в проектной документации и технических паспортах.

190. Пуск в эксплуатацию модернизированного или вновь смонтированного оборудования осуществляется комиссией после проверки соответствия его проекту и требованиям инструкций завода-изготовителя на монтаж и эксплуатацию оборудования.

191. При обнаружении в процессе технического освидетельствования, монтажа или эксплуатации несоответствия оборудования требованиям технических нормативных актов такое оборудование не должно быть допущено к эксплуатации.

192. Изменения в конструкцию оборудования могут быть внесены только на основании проектной документации.

Глава 16 ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ

193. Руководством организации должен быть установлен постоянный контроль за техническим состоянием строительных конструкций производственных зданий и сооружений. Особое внимание необходимо уделить несущим частям конструкций, подверженным динамическим нагрузкам, перекрытиям и фундаментам, два раза в год производить осмотр зданий и сооружений с составлением актов.

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

195. На складе нефтепродуктов должен быть заведен журнал осмотров и ремонта сооружений и зданий. Форма журнала приведена согласно приложению 5.

Записи в журнале производятся ответственным за исправное состояние сооружений и зданий.

196. Металлические конструкции в целях защиты от коррозии необходимо периодически окрашивать. Деревянные конструкции необходимо покрывать или пропитывать антисептиком и обеспечивать их огнестойкость согласно классу пожароопасности помещения.

197. За осадкой фундаментов наиболее ответственных зданий и сооружений (резервуаров, насосных, эстакад, водонапорных башен, котельных, дымовых труб и других) необходимо установить постоянный контроль.

198. На складах нефтепродуктов должно быть смонтировано согласно проекту внутреннее и наружное (в том числе охранное) освещение. Охранное освещение должно монтироваться раздельно от сети наружного освещения.

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.

Страницы: | Стр. 1 | Стр. 2 | Стр. 3 |

Archiv Dokumente Папярэдні | Наступны