Стр. 2
Страницы:
Стр.1 |
Стр.2 |
Стр.3 |
Стр.4 |
Стр.5
штуцеров, патрубков и другого оборудования ниже указанного уровня
запрещается.
66. Трубопроводы деаэрации должны быть оснащены
огнепреградителями или дыхательными клапанами со встроенными
огнепреградителями, сохраняющими работоспособность в любое время
года.
При размещении трубопровода деаэрации на расстоянии не менее 5
м (по горизонтали) от проездов высота расположения его верхнего
среза по отношению к прилегающей площадке должна быть не менее 2,5
м. Если это расстояние менее 5 м, то его высота определяется
соотношением
Нтр = Hм + 50 х D, (1)
где Нтр - высота верхнего среза трубопровода линии деаэрации,
определяемая от уровня прилегающих к нему пешеходных дорожек и
проездов для транспортных средств (м);
Hм - максимальная высота транспортного средства, допускаемого
для заправки на АЗС (м), но не менее 2 м;
D - внутренний диаметр трубопровода линии деаэрации (м).
67. Резервуары (камеры) рекомендуется оснащать раздельными
системами деаэрации. Допускается для резервуаров (камер) с
одинаковым видом топлива использование общей газоуравнительной
системы при условии установки огнепреградителей в узлах
подсоединения трубопроводов этой системы к резервуарам (камерам).
Устройство общей газоуравнительной системы между резервуарами
(камерами) с бензином и дизельным топливом не допускается.
68. Резервуары для хранения топлива должны быть оборудованы
системами предотвращения их переполнения, обеспечивающими:
68.1. при достижении 90% заполнения резервуара сигнализацию
световым и звуковым сигналом персоналу АЗС;
68.2. при 95% заполнения - автоматическое прекращение
наполнения резервуара не более чем за 5 с.
Насосы для наполнения должны быть оснащены (независимо от их
автоматического выключения) ручными выключателями электропитания,
располагаемыми как в помещении операторной, так и у насосов или
площадки для АЦТ.
69. Все трубопроводы для топлива и его паров, расположенные над
землей или в свободном пространстве шахт резервуаров и
технологических колодцев, должны быть выполнены из металла, а
соединения должны оснащаться устройствами, исключающими их
разгерметизацию.
Допускается применение для транспортировки топлива
трубопроводов из пластмасс при условии их подземной безканальной
прокладки и защиты от механических повреждений.
70. Одностенные подземные трубопроводы для топлива и его паров
следует располагать на глубине не менее 0,4 м в лотках, исключающих
проникновение возможных утечек топлива за их пределы.
Лотки следует заполнять (с уплотнением) негорючим материалом.
При использовании двустенных трубопроводов ("труба в трубе") с
разъемными соединениями (при наличии), обеспечивающими раздельную
герметизацию внутреннего и внешнего трубопроводов, устройство лотка
допускается не предусматривать.
71. Наполнение резервуаров топливом из АЦТ должно
осуществляться через трубопровод налива, проложенный подземно, и с
использованием устройств, препятствующих распространению пламени по
линии наполнения резервуара.
72. Оборудование, устанавливаемое на трубопроводе налива
(соединительные устройства, запорная арматура, огнепреградители,
фильтры, расходомеры и другое), должно размещаться в приямке или
колодце, находящемся у площадки для АЦТ или на самой площадке, с
обеспечением мер по предотвращению повреждения указанного
оборудования в результате наезда транспортных средств.
Стенки приямка (колодца) должны быть выполнены из негорючих
материалов и располагаться на расстоянии не менее 2 м от
технологического оборудования АЗС, а также от технологических шахт
подземных резервуаров.
73. При наличии в конструкции технологической системы линии
рециркуляции паров топлива из резервуара в АЦТ указанная линия
должна удовлетворять следующим требованиям:
73.1. на линии рециркуляции перед узлами подсоединения ее к АЦТ
и резервуару должны быть установлены огнепреградители;
73.2. линия рециркуляции должна быть оборудована обратным
клапаном, открывающимся при достижении давлением в резервуаре
величины, соответствующей либо напору столба топлива в АЦТ (при
сливе самотеком), либо - напору насоса перекачивания топлива из АЦТ
в резервуар. Обратные клапаны должны герметично закрываться при
перекрытии трубопровода налива или обесточивании указанного насоса.
В случае если рециркуляция паров топлива осуществляется при
перекрытом трубопроводе деаэрации резервуара, технологическая
система должна быть оборудована системой автоматического
непрерывного контроля за давлением в ее паровом пространстве. При
использовании дыхательного клапана с давлением срабатывания,
превышающим давление срабатывания обратного клапана линии
рециркуляции (рециркуляция осуществляется без перекрытия
трубопровода деаэрации), указанную систему контроля допускается не
предусматривать;
73.3. между узлом подсоединения трубопровода линии рециркуляции
к АЦТ и этим трубопроводом должна устанавливаться запорная
арматура;
73.4. участки трубопроводов линии рециркуляции, расположенные в
свободном пространстве, не должны иметь разборных соединений.
74. Линии выдачи топлива должны быть оборудованы обратными
клапанами, открывающимися давлением или разряжением, создаваемыми
насосами этих линий, и герметично закрывающимися при обесточивании
указанных насосов.
75. Запорная арматура, устанавливаемая на топливном
оборудовании, должна быть выполнена по первому классу герметичности
согласно ГОСТ 9544.
76. Стенки технологических шахт резервуаров и колодцев, в
которых размещается оборудование с топливом или его парами, а также
имеется свободное пространство, должны выполняться из негорючих
материалов. В остальных случаях допускается использование горючих
материалов групп Г1 и Г2. Устройство крышек технологических шахт или
колодцев, в которых имеется указанное оборудование, должно исключать
возможность попадания в них атмосферных осадков и искрообразования
при открытии-закрытии крышки. Крепление крышек должно обеспечивать
сброс избыточного давления при возможном воспламенении паров топлива
внутри шахт и колодцев (самооткидывание крышки с исключением
возможности ее отрыва).
77. Конструкции технологической шахты и вводов трубопроводов
через ее стенки должны исключать возможность проникновения утечек
топлива из нее в окружающий грунт.
78. Штоки приводов запорной арматуры, горловина замерного
патрубка, устройства крепления датчиков, находящихся в
технологической шахте, должны быть выведены на высоту,
обеспечивающую свободный доступ к ним снаружи шахты.
79. Допускается использование для нескольких ТРК общего
трубопровода подачи топлива из одного или нескольких резервуаров при
условии наличия запорной арматуры на этих трубопроводах перед каждой
ТРК и каждым резервуаром.
Глава 6. Системы периодического контроля герметичности
одностенных резервуаров для хранения топлива
80. Для контроля герметичности одностенных резервуаров должен
проводиться периодический отбор проб (газовых или жидкостных),
осуществляемый в наиболее низкой части пространства, образуемого
стенками резервуаров и оболочек (поддонов), для их анализа на
наличие топлива. С этой целью в материале, которым заполняется
указанное пространство, предусматриваются специальные замерные
патрубки.
81. Контроль герметичности одностенных резервуаров может
проводиться за счет слежения за падением уровня топлива в резервуаре
в период его длительного хранения (операции приема и выдачи топлива
не производятся в течение 3 ч и более) путем нескольких замеров
метроштоком или посредством высокоточного электронного уровнемера.
82. Контроль герметичности одностенных резервуаров может
проводиться путем периодических пневматических испытаний. Испытания
должны проводиться путем создания в опорожненных от топлива
резервуарах избыточного давления инертного газа с последующим
слежением за его сохранением в течение не менее 0,5 ч. Для
исключения возможности повреждения резервуара при проведении
пневматических испытаний арматура, предусматриваемая в конструкции
технологической системы для указанных испытаний, должна включать в
себя предохранительный клапан, сообщающий свободное пространство
резервуара с атмосферой при достижении давлением в указанном
пространстве величины допустимого избыточного давления в резервуаре,
регламентированного ТЭД.
Глава 7. Системы периодического контроля герметичности
межстенного пространства двухстенных резервуаров для хранения
топлива
83. Контроль герметичности межстенного пространства двухстенных
резервуаров может проводиться путем периодических пневматических
испытаний. Испытания должны проводиться путем создания давления
инертного газа в указанном пространстве при выполнении требований.
84. Контроль герметичности межстенного пространства двухстенных
резервуаров может проводиться путем периодического контроля падения
уровня жидкости, которой заполняется межстенное пространство.
В качестве такой жидкости допускается использовать вещества,
удовлетворяющие одновременно следующим требованиям:
84.1. плотность жидкости должна быть выше плотности топлива;
84.2. температура вспышки жидкости не должна быть менее 100°С;
84.3. жидкость не должна вступать в реакцию с материалами и
веществами, применяемыми в конструкции резервуара, и топливом;
84.4. жидкость должна сохранять свойства, обеспечивающие ее
функциональное назначение при температурах окружающей среды в
условиях эксплуатации резервуаров.
85. Жидкостью должно быть заполнено все межстенное пространство
резервуара. Межстенное пространство должно оснащаться системой
откачки из него жидкости закрытым способом. Возможность образования
воздушного пространства при увеличении плотности жидкости за счет
снижения температуры окружающего воздуха должна быть исключена
(например, за счет устройства расширительного бака).
Глава 8. Системы постоянного контроля герметичности одностенных
резервуаров для хранения топлива
86. Контроль герметичности одностенных резервуаров может
проводиться путем непрерывного слежения за наличием утечек топлива в
наиболее низкой части пространства, образуемого стенками резервуаров
и оболочек, в автоматическом режиме, который может проводиться
посредством специальных стационарно установленных датчиков.
87. Контроль герметичности одностенных резервуаров может
проводиться путем непрерывного слежения за сохранением массового
баланса топлива в технологической системе посредством
автоматизированной системы количественного учета топлива при его
приеме, хранении и выдаче.
Глава 9. Системы постоянного контроля герметичности межстенного
пространства двухстенных резервуаров для хранения топлива
88. Контроль герметичности межстенного пространства двухстенных
резервуаров может проводиться путем непрерывного автоматического
контроля падения уровня жидкости, которой заполняется межстенное
пространство, с помощью соответствующего датчика - сигнализатора
уровня.
Порог срабатывания системы должен соответствовать уменьшению
высоты столба жидкости в расширительном баке, установленном над
межстенным пространством резервуара, на величину, указанную в ТЭД на
технологическую систему. При этом на такую систему распространяются
требования пункта 84 настоящих Норм.
89. Контроль герметичности межстенного пространства двухстенных
резервуаров может проводиться путем непрерывного автоматического
контроля падения избыточного давления инертного газа в межстенном
пространстве резервуара с помощью соответствующего датчика -
сигнализатора давления.
Величина избыточного давления инертного газа не должна
превышать 0,02 МПа. Для предотвращения превышения избыточным
давлением инертного газа в межстенном пространстве резервуара
величины 0,02 МПа необходимо предусматривать предохранительный
клапан.
90. Порог срабатывания системы должен соответствовать
уменьшению давления в межстенном пространстве на величину, указанную
в ТЭД на технологическую систему.
91. Система объединенного контроля герметичности межстенного
пространства двухстенных резервуаров для хранения топлива.
Контроль герметичности межстенного пространства двухстенных
резервуаров может проводиться путем непрерывного автоматического
контроля концентрации паров топлива у дна межстенного пространства
резервуара с помощью соответствующего датчика - сигнализатора в
сочетании с периодическим контролем, проводимым путем периодических
пневматических испытаний согласно пункту 83 настоящих Норм.
Порог срабатывания системы должен соответствовать превышению
концентрацией этих паров величины, равной 20% от наименьшего из
значений НКПР паров топлива, допускаемых к хранению в резервуаре.
Для исключения возможности воспламенения паров топлива в межстенном
пространстве резервуара последнее должно заполняться инертным газом
(например, азотом) путем вытеснения воздуха. При этом концентрация
кислорода в межстенном пространстве резервуара не должна превышать
10% (объема).
Глава 10. Специфические требования к технологическому
оборудованию МАЗС
92. На многотопливных АЗС допускается использование
технологических систем для приема, хранения и выдачи бензина и
дизтоплива, отвечающих требованиям, предъявляемым к технологическим
системам традиционной АЗС.
93. Технологические системы, наполнение резервуаров (сосудов)
которых предусматривается посредством их насосного или
компрессорного оборудования, должны быть оснащены (независимо от
автоматического выключения) ручными выключателями электропитания
этого оборудования, располагаемыми в помещении операторной и у
насосов (компрессоров). Самостоятельные участки технологических
систем должны оснащаться выключателями электрооборудования этих
участков, за исключением систем противоаварийной защиты постоянного
действия.
94. При наполнении одного из резервуаров топливом (за
исключением сосудов сжатого природного газа) должны быть обеспечены
предотвращение возможности наполнения остальных резервуаров,
отключение компрессорного оборудования, не используемого в
наполнении резервуара, и исключен отпуск нефтепродуктов из
наполняемого резервуара.
95. При срабатывании автоматических систем противоаварийной
защиты одного из участков должно быть предусмотрено автоматическое
приведение в действие систем противоаварийной защиты всех
технологических участков (отключение механизмов перекачивания,
обесточивание оборудования и других), обеспечивающих предотвращение
дальнейшего развития аварии.
96. Электроснабжение АЗС следует принимать согласно ПУЭ. Для
питания электропотребителей, обеспечивающих безаварийную работу и
остановку АЗС при ее обесточивании (аварийная автоматика, пожарная
автоматика, аварийное освещение), следует предусматривать аварийный
источник электроснабжения.
97. Автоматический запуск аварийной вентиляции должен
осуществляться от сигнализаторов довзрывоопасных концентраций при
достижении концентрацией горючих газов и паров величины, превышающей
10% нижнего концентрационного предела распространения пламени (далее
- НКПР). Сигнализаторы довзрывоопасных концентраций природного газа
должны быть установлены под потолком помещений категории А по
взрывопожарной опасности, а СУГ - на высоте от 0,05 до 0,1 м от пола
помещений категории А по взрывопожарной опасности. При возникновении
пожара должно быть обеспечено автоматическое отключение
общеобменной, местной и аварийной вентиляции.
98. При проектировании МАЗС не допускается предусматривать
системы, осуществляющие заправку сжатым и сжиженным газом
оборудования, не относящегося к топливным бакам транспортных
средств.
99. Сосуды с негорючим газом, находящиеся под давлением и
расположенные на расстоянии менее 20 м от наземно (надземно)
расположенного оборудования для топлива и площадок для автоцистерн,
должны устанавливаться в помещениях категории В4 или Д пожарной
опасности. Допускается устанавливать указанные сосуды в шкафах из
негорючих материалов, расположенных на расстоянии не менее 10 м от
перечисленного оборудования.
100. Запорная трубопроводная арматура с ручным и дистанционным
приводом, применяемая на технологическом оборудовании, в котором
обращаются СПГ, СУГ и его пары, должна быть выполнена по классу А
герметичности затворов.
Паспортные значения параметров испытаний на надежность запорной
арматуры, предназначенной для герметизации резервуаров СУГ от
отводящих трубопроводов и патрубков, а также запорной,
предохранительной и регулирующей арматуры систем противоаварийной
защиты должны быть не хуже следующих значений: наработка на отказ -
не менее 20 000 циклов (20 000 часов); периодичность технического
обслуживания, связанного с заменой элементов, - не чаще чем раз в 5
лет. Полный назначенный в ТЭД ресурс применяемой запорной арматуры,
в том числе с принудительным приводом, должен превышать его
расчетную величину не менее чем на 20% и должен быть указан в ТЭД.
101. Размещение оборудования с наличием горючих жидкостей
(масла, охлаждающие жидкости и другие) в помещениях с оборудованием,
температура стенок которого равна или превышает 80% от температуры
самовоспламенения этих жидкостей, не допускается (согласно ГОСТ
12.1.004).
102. Конструкция технологических систем должна предусматривать
возможность проведения пожаровзрывобезопасного опорожнения от
топлива и продувки инертным газом как внутреннего пространства
оборудования, в котором находятся СПГ, СУГ и его пары, без его
демонтажа, так и межстенных пространств оборудования для СУГ.
103. Если завод-изготовитель не гарантирует герметичность всего
топливного оборудования технологической системы в течение срока
службы, регламентированного технико-эксплуатационной документацией
на эту систему, то конструкция указанного оборудования должна
позволять проводить пожаробезопасные периодические испытания на его
герметичность непосредственно на объекте.
104. Размещение приборных панелей автоматизированных систем
контроля работы, управления и аварийного отключения каждого
самостоятельного технологического участка должно предусматриваться в
операторной АЗС. Устройства дублирования указанных систем
допускается размещать в отдельном помещении здания, имеющем выход из
этого здания непосредственно наружу, или снаружи ограждающих
конструкций сооружения, в которых расположены технологические
системы АЗС. Запорная арматура на входных и отводящих топливных
трубопроводах должна располагаться снаружи здания (сооружения).
Глава 11. Требования к самостоятельному участку технологической
системы МАЗС, АГЗС, предназначенному для приема, хранения и выдачи
СУГ
105. На МАЗС, АГЗС, размещаемых в черте населенных пунктов,
общая вместимость резервуаров для СУГ не должна превышать 20 куб.м.,
а единичная - 10 куб.м. Общую и единичную вместимость резервуаров
для СУГ на АЗС, размещаемых вне территории населенных пунктов,
допускается увеличивать не более чем в 2 раза.
Резервуары для хранения СУГ должны располагаться подземно с
обеспечением толщины засыпки грунтом не менее 0,5 м.
К подземным допускается приравнивать резервуары (трубопроводы),
полностью или частично расположенные над поверхностью земли,
засыпаемые грунтом на высоту не менее 0,5 м выше их верхней
образующей и ширину, обеспечивающую предотвращение разрушения насыпи
в условиях эксплуатации, или защищенные иным негорючим материалом,
обеспечивающим такую же теплоизоляцию от воздействия пожара. При
этом следует обеспечить предотвращение образования пустот между
резервуаром (трубопроводом) и защищающим материалом в течение
времени эксплуатации резервуара (трубопровода).
По согласованию с центральным органом государственного
пожарного надзора допускается на территории населенных пунктов
надземное расположение резервуаров для хранения СУГ.
106. Технологическая система должна обеспечивать возможность
безопасного перекрытия любой вероятной утечки СУГ или его паров из
резервуаров для хранения СУГ в окружающую среду, предотвращающего
выход за территорию АЗС газопаровоздушных смесей с концентрацией
указанных паров более 20% от нижнего концентрационного предела
распространения пламени с вероятностью выше 10**-6 в год согласно
ГОСТ 12.1.004.
107. Трубопроводы СУГ должны быть размещены подземно, за
исключением участков трубопроводов надземных резервуаров вне зоны
размещения водителей и пассажиров и защищенных от повреждения
транспортными средствами.
108. Следует исключить возможность образования в межстенном
пространстве резервуаров и межтрубном пространстве взрывоопасной
смеси СУГ с воздухом в случае разгерметизации стенок внутренних
резервуаров и трубопроводов (например, за счет заполнения этого
пространства азотом).
109. Резервуары для хранения СУГ должны быть оснащены системой
автоматического предотвращения превышения предельно допустимого
уровня их заполнения (85% их геометрического объема).
110. Ввод трубопроводов, штуцеров, патрубков, люков и другого
оборудования в резервуары для хранения СУГ должен осуществляться
только в местах, расположенных выше номинального уровня их
заполнения.
111. В случае применения технических решений, создающих в
аварийной ситуации возможность повышения давления СУГ или его паров
на каких-либо участках технологической системы выше допустимых
значений, приведенных в ТЭД, необходимо предусматривать систему
автоматического контроля давления на указанных участках. При
повышении давления на контролируемых участках трубопроводов выше
допустимых значений система автоматического контроля давления должна
обеспечивать подачу сигнализации (световым и звуковым сигналом),
прекращение операций по наполнению резервуаров топливом и выдаче его
потребителю на всех технологических участках многотопливной АЗС, а
также отключение компрессорного оборудования.
112. Наполнение резервуаров СУГ должно быть предусмотрено
только из АЦТ. Эти резервуары должны быть оснащены линией их
аварийного опорожнения в АЦТ.
Допускается предусматривать подачу СУГ на раздаточные колонки
АГЗС общего пользования из резервуаров газонаполнительных станций
или пунктов при условии:
112.1. отсутствия резервуаров СУГ на территории АГЗС;
112.2. обеспечения дистанционного (из операторной АГЗС)
перекрытия трубопровода подачи СУГ, осуществляемого на территории
газонаполнительной станции или пункта;
112.3. блокировки подачи СУГ на раздаточные колонки АГЗС при
наполнении резервуара, из которого осуществляется указанная подача.
Минимальные расстояния от раздаточных колонок до зданий и
сооружений газонаполнительной станции или пункта, с которого
осуществляется подача СУГ на раздаточные колонки АГЗС, следует
определять согласно приложению 4 к настоящим Нормам. При этом
расстояния от раздаточных колонок АГЗС до подземных резервуаров
газонаполнительной станции или пункта допускается уменьшать, но не
более чем на 50%.
113. Технологические колодцы с оборудованием для СУГ, шахты (с
наличием свободного пространства) резервуаров, площадки для АЦТ с
СУГ и заправочные островки должны быть оборудованы сигнализаторами
довзрывоопасных концентраций. Эти сигнализаторы, наряду с
сигнализаторами довзрывоопасных концентраций, установленными в
помещениях с оборудованием для СУГ и СПГ, должны обеспечивать при
достижении концентрацией паров СУГ величины, превышающей 10% от
НКПР, сигнализацию (световым и звуковым сигналом) о месте
разгерметизации, автоматическое прекращение операции наполнения
резервуара и отключение топливораздаточных устройств. Сигнализаторы
довзрывоопасных концентраций должны располагаться на высоте 0,05-0,1
м от:
113.1. дна технологических колодцев и шахт;
113.2. уровня площадки для установки транспортного средства под
заправку СУГ (у раздаточной колонки СУГ);
113.3. уровня площадки для АЦТ с СУГ (у разъемного соединения
сливного рукава АЦТ с линией наполнения резервуара). При
срабатывании сигнализаторов довзрывоопасных концентраций,
установленных в помещении перекачивания СУГ (насосной или
компрессорной), наряду с выполняемыми автоматически операциями
прекращения слива СУГ из АЦТ, перекрытия запорной арматуры на
трубопроводах подачи СУГ в резервуар и паров СУГ в свободное
пространство АЦТ, включения аварийной вентиляции и срабатывания
сигнализации об утечке, должно быть обеспечено автоматическое
опорожнение участков линий наполнения и возврата паров СУГ,
отсеченных от резервуара до штуцеров для подсоединения АЦТ,
посредством сброса паров СУГ через сбросную трубу.
114. Сбросная труба паров СУГ должна быть защищена от
воздействия пожара (теплоизоляция, водяное орошение и другие
способы) таким образом, чтобы обеспечить ее функционирование в
течение времени, необходимого для прибытия и развертывания
передвижной пожарной аварийно-спасательной техники и определяемого
по согласованию с территориальными пожарными аварийно-спасательными
подразделениями.
115. На трубопроводах технологических систем для паровой и
жидкой фазы СУГ в непосредственной близости от места их соединения с
рукавами АЦТ и заправочными устройствами транспортных средств
следует предусматривать специальные устройства, обеспечивающие
предотвращение поступления газа из трубопроводов технологической
системы в атмосферу при нарушении герметичности указанных рукавов и
заправочных устройств.
Глава 12. Требования к участку технологической системы МАЗС,
предназначенному для приема, хранения и выдачи сжатого природного
газа
116. Сосуды технологической системы для СПГ, находящиеся под
избыточным давлением и установленные наземно, должны быть
теплоизолированы или оборудованы системой водяного орошения для
предотвращения разрушения защищаемых сосудов в течение не менее 0,5
ч. Время сброса избыточного давления газа из указанных сосудов
(через сбросную трубу) в этом случае не должно превышать 20 мин.
Теплоизоляцию или водяное орошение стенок указанных сосудов
допускается не предусматривать в случае их размещения в приямке на
глубине (расстояние по вертикали от прилегающей к приямку площадки
до верхней части сосуда) не менее 0,5 м. При этом запорная,
предохранительная, регулирующая и измерительная арматура,
относящаяся к этим сосудам, должна располагаться в зоне свободного
доступа с поверхности прилегающей к ней наземно расположенной
технологической площадки.
117. На компрессорных установках следует предусматривать
систему их автоматического отключения и индикацию при
разгерметизации подводящего к АЗС трубопровода природного газа.
118. Оборудование технологической системы для СПГ должно быть
защищено от воздействия внешнего очага пожара таким образом, чтобы
обеспечить сброс газа из указанного оборудования до его
разгерметизации.
119. При устройстве теплоизоляции газового оборудования и в
помещениях, в которых оно установлено, использование материалов,
способных адсорбировать природный газ, не допускается.
120. Размещение приборных панелей контрольно-измерительных
приборов, кнопок управления и других приборов управления, к которым
в процессе эксплуатации АЗС необходимо обеспечить доступ персонала,
должно быть предусмотрено в помещениях (отсеках), отделенных от
остального оборудования технологической системы АЗС противопожарными
перегородками 1-го типа и имеющих выход из здания или сооружения
непосредственно наружу, или в щитах управления и контроля,
расположенных снаружи здания или сооружения.
Раздел VI. Специфические требования к топливозаправочным
пунктам
121. Минимальные расстояния от технологического оборудования и
сооружений топливозаправочного пункта жидкого моторного топлива до
зданий, сооружений и наружных установок предприятия, на котором он
размещается, следует принимать согласно приложению 9 к настоящим
Нормам.
Страницы:
Стр.1 |
Стр.2 |
Стр.3 |
Стр.4 |
Стр.5
|
