Инструкция по эксплуатации насосных агрегатов на нефтебазе

Насосные агрегаты должны эксплуатироваться в строгом соответствии с производственными инструкциями.

Центробежные насосы

Перед пуском насосов необходимо:

■ убедиться, что вал насоса совместно с валом электродвигателя легко проворачивается;

■ проверить наличие смазки в масляных ваннах подшипников, сальниках и других трущихся деталях;

■ открыть задвижку на всасывающем трубопроводе и приоткрыть задвижку на напорном {низконапорные насосы допускается пускать при полностью открытой задвижке на стороне нагнетания);

■ произвести заливку насоса (самотеком, либо с помощью вакуум-насоса).

При пуске насосов необходимо соблюдать следующую последовательность операций:

■ включить насосы системы смазки, систему охлаждения, а затем электродвигатель;

■ после нескольких минут работы проконтролировать показания амперметра и температуру подшипников;

■ медленно открыть задвижку на напорном трубопроводе до достижения рабочего режима.

Во время работы насосной установки контролируют:

■ температуру и давление на линиях всасывания и нагнетания;

■ температуру и давление в системе смазки;

■ перепад давления на масляных фильтрах;

■ температуру подшипников.

При остановке насоса выполняют следующие операции:

■ медленно закрывают задвижку на напорном трубопроводе;

■ выключают электродвигатель;

■ закрывают задвижку на всасывающем трубопроводе;

■ выключают системы смазки и охлаждения.

Аварийная остановка насосного агрегата осуществляется:

■ при появлении посторонних шумов и стуков;

■ при внезапном прекращении подачи электроэнергии;

■ при повышенных утечках нефтепродукта на работающем агрегате;

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

■ при сильной вибрации насосного агрегата, перегрева подшипников, пожаре и повышенной загазованности;

■ во всех случаях, создающих угрозу жизни и здоровью обслуживающего персонала.

После аварийной остановки насосного агрегата необходимо выяснить причину неисправностей и до ее устранения не возобновлять работу насоса.

В процессе эксплуатации насосных агрегатов, наблюдается коррозионный износ их внутренней поверхности, возможно образование трещин и других дефектов.

Контроль технического состояния насосных агрегатов проводят по утвержденному графику в соответствии с рекомендациями заводов-изготовителей.

Толщину стенки корпуса насосов определяют, как правило, с помощью ультразвуковой дефектоскопии.

Характерные неисправности в работе центробежных насосов и способы их устранения

Если применить методы неразрушающего контроля нет возможности» то для определения толщины стенки в местах износа выполняют контрольные засверловки сверлом диаметром 1,5-2 мм.

Состояние вкладышей подшипников скольжения определяют после их тщательной промывки. На рабочей поверхности вкладышей не должно быть трещин, а ее износ не должен превышать 11 мм. Не допускается наличие раковин и выкрашивание более чем 25% поверхности подшипника.

Подшипники качения подлежат замене при выявлении хотя бы одного из следующих дефектов: трещин или выкрашивания металла на поверхностях качения, изменения цвета от возможного перегрева в любом месте подшипника, появления чешуйчатых отслоений, повреждений сепаратора» препятствующих качению.

Рабочие колеса подвержены интенсивному износу действием трения, эрозии, кавитационного разрушения и других факторов. В первую очередь изнашиваются лопатки рабочих колес, щелевые уплотнения, посадочные поверхности под вал. Трещины появляются, как правило, на лопатках и дисках рабочих колес. Рабочие колеса с трещинами, сквозными раковинами, износом внутренних поверхностей к дальнейшей эксплуатации не допускаются. После выполнения ремонтных работ (заварка трещин и раковин) рабочие колеса перед посадкой на вал статически балансируют и контролируют неперпендикулярноеть рабочих торцов ступицы, которая не должна превышать 0,02 мм.

Поршневые насосы

При их подготовке к пуску необходимо:

■ произвести внешний осмотр насоса на наличие видимых дефектов;

■ проверить наличие масла в системе смазки и при необходимости долить его;

■ проверить состояние сальниковых уплотнений и в случае износа сменить набивку;

■ открыть задвижки на всасывающем и нагнетательном трубопроводах;

■ проверить отсутствие заедания предохранительного клапана;

■ у насосов с паровым приводом открыть вентиль на паровыпускной трубе и краны, используемые для продувки паровых цилиндров.

Пуск поршневых насосов производится в следующей последовательности:

■ включают систему смазки;

■ запускают двигатель насоса.

Во время работы насоса контролируют показания измерительных приборов, работу системы смазки, плотность сальниковых и иных уплотнений, запас воздуха в воздушных колпаках.

Для остановки приводных насосов выключают привод, а прямодействующих — закрывают впускной вентиль для пара. После остановки закрывают задвижки на линиях всасывания и нагнетания, а также выключают систему смазки.

У прямодействующих насосов закрывают паровыпускной вентиль и открывают продувочные краны.

В заключение производят осмотр насоса и устраняют выявленные неисправности.

Характерные неисправности в работе поршневых насосов и способы их устранения

При эксплуатации поршневых насосов контролируют состояние цилиндров, поршней, поршневых колец, штоков, плунжеров, а также масла в системе смазки.

У цилиндров (цилиндровых втулок) осуществляют контроль износа рабочей поверхности. Контроль состояния поршня сводится к выявлению на его поверхности задиров, забоин, заусенцев. Кроме того, замеряют износ поршня, который должен составлять не более 0,8-1,1% от его диаметра. На поверхности поршневых колец не должно быть трещин; при значительном неравномерном износе, эллипсности, потере упругости они подлежат замене. На рабочих поверхностях штоков и плунжеров не допускаются риски глубиной более 0,5 мм. Их эллипсность не должна быть более 0,15-0,20 мм. Несоосность цилиндра и направляющей штока допускается в пределах 0,01 мм.

Анализ масла проводят не реже одного раза в 2 месяца. При несоответствии результатов анализа показателям, предусмотренным инструкцией, масло заменяют. Одновременно с этим производят промывку маслобака и фильтрующих сеток.

Настоящая
инструкция предназначена для технологического персонала.

Похожие статьи:

РЭНГМ → Скважинная добыча нефти. Статическое и динамическое давление.

РЭНГМ → Магистральные нефтепроводы

РЭНГМ → Справочник мастера по добыче нефти. В.М. Муравьев

РЭНГМ → Транспорт нефти и газа-сбор и подготовка нефтепродуктов

РЭНГМ → Сборник задач по технике и технологии нефтедобычи. Мищенко Т.М.

VII. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЗДАНИЙ, СООРУЖЕНИЙ И ОБОРУДОВАНИЯ

7.1. Запрещается эксплуатация зданий, сооружений и оборудования в неисправном состоянии, а также при рабочих параметрах, выше установленных паспортами на них либо другими нормативными документами.

7.2. Режим работы, техническое обслуживание и ремонт зданий, сооружений и оборудования должны осуществляться в строгом соответствии с требованиями настоящих Правил и других нормативно-технических документов на них.

7.3. Для технологического оборудования, применяемого для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов, проектной организацией (при проектировании нового строительства либо при реконструкции нефтебазы) должен устанавливаться допустимый срок службы (ресурс), а для технологических трубопроводов и запорной арматуры — расчетный срок эксплуатации, что должно отражаться в проектной документации и в паспорте нефтебазы.

7.4. Пуск в эксплуатацию зданий, сооружений и оборудования осуществляется комиссией под председательством главного инженера нефтебазы (руководителя нефтебазы) после необходимых испытаний и проверки соответствия их проекту либо требованиям изготовителя.

7.5. Изменения в конструкции зданий и сооружений допускается вносить по согласованию с организацией — разработчиком проекта либо по изготовленному вновь проекту на реконструкцию (модернизацию), а по оборудованию — с изготовителем оборудования.

7.6. Не допускается согласно правилам проектирования размещать помещения класса Ф5 категорий А и Б (в т.ч. насосные, разливочные, расфасовочные, узлы задвижек и т.п.) под помещениями, предназначенными для одновременного пребывания более 50 чел., а также в подвальных и цокольных этажах.

7.7. Эксплуатация резервуаров, их техническое обслуживание, ремонт и приемка новых резервуаров должны осуществляться в соответствии с требованиями правил технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту.

7.8. Эксплуатирующиеся резервуары должны:

соответствовать проекту;

иметь технический паспорт;

быть оснащены комплектом оборудования, предусмотренным проектом;

иметь порядковые номера, четко написанные на корпусе согласно технологической схеме резервуарного парка, номер заглубленного резервуара должен быть указан на специально установленной табличке;

иметь базовую высоту (высотный трафарет) — расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего края замерного люка или замерной трубы в постоянной точке измерения; величину базовой высоты следует проверять ежегодно с оформлением акта, утверждаемого руководителем нефтебазы.

7.9. Размещение резервуаров в резервуарных парках осуществляется по проекту, разработанному проектной организацией.

Площадки для размещения резервуаров при новом строительстве, расширении резервуарных парков либо при замене резервуаров следует выбирать с учетом:

— качества и состояния грунтов, залегающих в основаниях площадки;

— климатических и сейсмических условий района, в котором расположена нефтебаза;

— состояния грунтовых вод и их химического состава;

— допустимых нагрузок на грунты;

— типа основания, который необходимо установить;

— проведенных геологических изысканий.

7.10. Основание резервуара должно быть защищено от размыва атмосферными водами, обеспечивать беспрепятственный их отвод.

7.11. Нижняя часть вертикальных резервуарных емкостей (окрайка днища) должна систематически очищаться. Не допускается погружение ее в грунт основания и скопление атмосферных осадков по контуру резервуара.

7.12. Не допускается эксплуатация вертикальных резервуаров, у которых разность отметок соседних точек окрайки днища на расстоянии 6 м более 50 мм, а разность отметок диаметрально противоположных точек — 150 мм.

7.13. По периметру каждой группы наземных резервуаров должно быть замкнутое земляное обвалование шириной по верху не менее 0,5 м или ограждающая стена из негорючих материалов, рассчитанные на гидростатическое давление разлившейся жидкости.

Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальной вместимостью до 10 000 куб. м и 1,5 м для резервуаров вместимостью 10 000 куб. м и более.

Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающих стен следует принимать не менее 3 м от резервуаров вместимостью до 10 000 куб. м и 6 м — от резервуаров вместимостью 10 000 куб. м и более.

Группа из резервуаров вместимостью 400 куб. м и менее, общей вместимостью до 4000 куб. м, расположенная отдельно от общей группы резервуаров (за пределами ее внешнего обвалования), должна быть ограждена сплошным земляным залом или стеной высотой 0,8 м при вертикальных резервуарах и 0,5 м при горизонтальных резервуарах. Расстояние от стеной этих резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования не нормируется.

7.14. В местах переходов через обвалования или ограждающую стену должны быть предусмотрены лестницы-переходы: не менее четырех для группы резервуаров и не менее двух для отдельно стоящих резервуаров.

7.15. При производстве ремонтных работ внутри обвалования допускается устройство переездов через обвалование путем подсыпки либо нарушение обвалования.

С начала и до окончания ремонтных работ внутри обвалования запрещаются технологические операции по перекачке нефти и нефтепродуктов из резервуаров, расположенных в данном обваловании. При производстве работ с открытым огнем резервуары освобождаются от хранимых нефти и нефтепродуктов.

При завершении ремонтных работ обвалование должно быть очищено от подсыпанного для переезда грунта и восстановлено, если было нарушено. Без выполнения настоящего требования эксплуатация резервуаров не допускается.

7.16. Внутри обвалования резервуаров не допускается поросль деревьев и кустарников. Ежегодно обслуживающим персоналом производится работа по очистке от сухой травы, поросли деревьев и кустарников в резервуарном парке в границах обвалования.

7.17. Внутри обвалования резервуаров не допускается временное и постоянное складирование оборудования, вспомогательных материалов, запасных частей и пр., кроме как на период производства ремонтных работ.

7.18. Ремонт резервуара осуществляется в соответствии с планом производства работ, составленным производителем работ и утвержденным главным инженером (директором) нефтебазы.

7.19. Подготовительные работы включают: освобождение резервуара от нефти (нефтепродуктов), зачистку его, вентилирование, замеры состояния воздушной среды, подбор, расстановку кадров, обеспечение инструментом и специальной оснасткой, обеспечение спецодеждой и специальной обувью, назначение ответственных за организацию и производство работ, организацию инструктажа при производстве газоопасных и ремонтных работ.

7.20. Меры пожарной безопасности и безопасных условий труда определяются исходя из конкретных условий производства газоопасных и ремонтных работ, при условии строго исполнения действующих норм и правил по пожарной безопасности и охране труда.

7.21. Ремонт резервуаров с ведением огневых работ может быть начат только после оформления наряда-допуска на выполнение работ повышенной опасности и акта о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ.

7.22. После производства ремонтных работ резервуар проходит испытание на герметичность и прочность.

7.23. Перед производством испытаний производитель ремонтных работ представляет владельцу резервуара техническую документацию на выполненные работы:

документы (либо их копии) на примененные стальные конструкции, удостоверяющие качество металла и сварочных материалов;

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

акты на скрытые работы по ремонту фундаментов и устройству изолирующего слоя.

При ремонте понтона (плавающей крыши) дополнительно представляется документация на ремонт уплотняющего затвора.

7.24. При ремонте фундамента (основания) резервуара проверяются допустимые отклонения резервуара в соответствии с п. 7.12 настоящих Правил.

7.25. Герметичность швов днища проверяют специальным оборудованием, а швов прочих частей резервуаров — керосином.

7.26. Испытания резервуаров на прочность проводят на расчетную гидравлическую нагрузку водой.

Перед проведением гидравлического испытания устанавливается граница опасной зоны, внутри которой не допускается нахождение людей в процессе проведения испытания; персонал, участвующий в испытании, должен пройти инструктаж.

Гидравлические испытания рекомендуется проводить при температуре окружающего воздуха не ниже +5 градусов по С. При производстве испытания в зимнее время должны быть приняты меры по предотвращению замерзания воды.

Резервуар считается выдержавшим испытание, если в течение 24 часов на поверхности корпуса резервуара или по окрайкам днища не появилась течь и уровень воды не снизился.

7.27. При обнаружении мелких дефектов (свищи, отпотины) проводится их устранение при пустом резервуаре, после чего они проверяются на герметичность в соответствии с п. 7.25 настоящих Правил.

7.28. Гидравлические испытания резервуаров с понтонами (плавающими крышами) необходимо проводить до установки уплотняющих затворов. При этом необходимо в резервуарах с плавающими крышами тщательно 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 смотровой люк за подъемом понтона.

Движение понтона (плавающей крыши) должно быть плавное, без заеданий, рывков, шума и попадания жидкости на поверхность понтона.

7.29. При приемке из ремонта резервуаров с металлическими или синтетическими понтонами либо при ремонте понтона необходимо проверить:

величину зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и плотность прилегания кольцевого затвора, затворов направляющих труб, труб ручного замера уровня, сниженного пробоотборника ПСР и центральной стойки;

состояние швов и материалов ковра (непровары, разрывы, трещины, посторонние включения, расслоения и вздутия не допускаются);

состояние коробов, поплавков;

наличие заземления;

крепление секций затвора с кольцом жесткости.

7.30. Для вертикальных стальных цилиндрических резервуаров предусматривается следующее оборудование:

дыхательные клапаны, предохранительные клапаны, огневые предохранители;

приборы контроля и сигнализации;

противопожарное оборудование;

приемо-раздаточные патрубки и хлопушки;

сифонный водоспускной кран;

люки-лазы;

люки световые, люки замерные;

вентиляционные патрубки.

7.31. Горизонтальные резервуары оснащаются дополнительно стационарно встроенным оборудованием:

подогревателями нефтепродуктов, лестницами;

измерительными трубами и другими необходимыми устройствами.

7.32. Оборудование и арматура 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 устраненные неисправности оборудования и арматуры резервуаров заносят в журнал осмотра.

7.33. Для обеспечения нормальной работы дыхательных клапанов в зимний период года необходимо регулярно очищать их от инея, слой которого может достигать нескольких сантиметров и может привести к примерзанию тарелок к седлам и перекрытию 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.

7.34. Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтепродуктами с температурой ниже 0 град. С, следует оснащать не примерзающими дыхательными клапанами.

7.35. Специальные средства для сокращения потерь нефтепродуктов должны применяться в соответствии с проектной документацией и на основе технико-экономического обоснования.

Пропускная способность дыхательной арматуры должна определяться в зависимости от максимальной подачи нефтепродукта при заполнении или опорожнении резервуара с учетом температурного расширения паровоздушной смеси, а также с учетом пропарки резервуара.

7.36. Резервуары должны периодически зачищаться:

не менее двух раз в год — для реактивного топлива, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов;

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

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

7.37. Резервуары зачищают при необходимости смены сорта хранящегося нефтепродукта; освобождения от отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды; для подготовки к ремонтным работам, а также при проведении полной комплексной дефектоскопии.

7.38. Зачистку резервуаров от остатков нефтепродуктов следует производить с применением специальных средств или устройств, которые должны отвечать требованиям пожарной безопасности.

7.39. Зачистка резервуаров должна выполняться в соответствии с графиком зачистки резервуаров, утвержденным главным инженером нефтебазы в установленном порядке.

7.40. На осуществление работ по очистке резервуара оформляется наряд-допуск на выполнение работ повышенной опасности по установленной форме.

7.41. В зависимости от назначения зачистки резервуара его дегазацию необходимо обеспечивать до содержания паров нефтепродуктов:

0,1 г/м3 — для резервуаров из-под бензинов перед их ремонтом с применением огневых работ и другими работами, связанными с пребыванием работников в резервуаре без защитных средств;

не более 2,0 г/м3 — при выполнении огневых работ без пребывания работников внутри резервуара;

не более 8,0 г/м3 — 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/м3 — при выполнении указанных работ без доступа работников внутрь резервуара.

Работы, связанные с пребыванием работников внутри резервуара, рекомендуется выполнять при наличии вытяжной вентиляции.

7.42. Бригада может приступить к работе внутри резервуара в присутствии ответственного лица только после получения наряда-допуска. Перед допуском рабочих в резервуар производится контрольный анализ воздуха на содержание в нем паров нефтепродуктов и других газов. Результаты анализа оформляются справкой по форме (приложение N 5), которая должна храниться совестно с корешком наряда-допуска на производство работ.

7.43. По окончании зачистных работ составляется акт (приложение N 6).

7.44. Работы по антикоррозионной защите наружной и внутренней поверхностей резервуаров выполняются в соответствии со специальными инструкциями по нанесению защитных покрытий.

Материалы, применяемые при антикоррозионной защите, должны быть стойкими к атмосферному воздействию (наружная защита) и стойкими к воздействиям нефтепродуктов, а также не ухудшать качество хранимых нефтепродуктов (внутренняя защита).

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

Обследование и дефектоскопию резервуаров выполняют бригады, имеющие лицензию на право выполнения данного вида работ, подготовленные к выполнению этих работ и оснащенные необходимыми приборами и инструментами.

По результатам обследования и комплексной дефектоскопии составляется заключение об остаточном ресурсе, техническом состоянии резервуара, его пригодности к ремонту и условиях дальнейшей эксплуатации.

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

7.47. Технологические трубопроводы могут быть проложены наземно и подземно в соответствии с разработанным проектом.

7.48. Наземные трубопроводы прокладываются на несгораемых опорах. Высота прокладки трубопроводов по территории нефтебазы должна отвечать местным условиям, но при пересечении пешеходных дорожек и тротуаров должна быть не менее 2,2 м, автодорог — 4,5 м, железнодорожных путей — 6 м.

При пересечении высокими эстакадами железнодорожных путей и автодорог расстояние по горизонтали от грани ближайшей опоры эстакады должно быть не менее 3,45 м до железнодорожного пути нормальной колеи и 1 м до бордюра автодороги.

В наземном исполнении допускается применять трубопроводы со специальными стыковыми соединительными приспособлениями, а также трубопроводы из пластических материалов, обеспечивающих необходимую механическую, химическую и температурную стойкость и не влияющих на качество перекачиваемых нефти и нефтепродуктов.

7.49. Запорная, регулирующая, предохранительная арматура должна размещаться в местах, удобных и легкодоступных для управления и обслуживания, а арматура, установленная на трубопроводах для легковоспламеняющихся и токсичных нефтепродуктов, должна быть стальной.

Допускается применение арматуры из чугуна с учетом следующего:

из ковкого чугуна в пределах рабочих температур среды не ниже минус 30 град. С и не выше 150 град. С при давлении среды не выше 1,6 МПа;

из серого чугуна в пределах рабочих температур среды не ниже минус 10 град. С и не выше 100 град. С при давлении среды не выше 0,6 МПа.

Задвижки, установленные на приемо-раздаточных патрубках резервуаров, должны быть стальными независимо от хранимого нефтепродукта.

7.50. Запорная арматура, для открытия которой требуются значительные усилия, должна быть снабжена механическим или электрическим приводом.

7.51. 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.

7.52. В качестве запорной арматуры для трубопроводов могут применяться затворы, задвижки, вентили и краны для нефти и нефтепродуктов.

7.53. Размещение арматуры, фланцевых и резьбовых соединений компенсаторов и дренажных устройств на участках трубопроводов, расположенных над (под) пешеходными дорожками и тротуарами, автодорогами, железнодорожными путями, не разрешается.

7.54. В местах прохода обслуживающего персонала через трубопроводы следует предусматривать переходные площадки либо мостики.

7.55. Ремонт на трубопроводе допускается только после полного освобождения его от нефтепродукта и отключения от действующих трубопроводов.

7.56. Для компенсаций температурных деформаций рекомендуется использовать линзовые, волнистые или сильфонные компенсаторы. Повороты рекомендуются выполнять под углом 90 град. Тип компенсатора определяется расчетным путем.

7.57. Углы пересечения трубопровода с железными и автомобильными дорогами должны предусматриваться, как правило, 90 град., но не менее 60 град. При обосновании допускаются уменьшенные углы пересечения до 45 град.

7.58. Подземные трубопроводы для нефтепродуктов должны быть сварными. Арматура и фланцевые соединения устанавливаются в подземных камерах либо колодцах, которые располагаются с внешней стороны обвалования резервуаров.

Прокладка трубопроводов под и над зданиями и сооружениями и установками не допускается.

Подземные трубопроводы должны быть проложены 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.

7.59. На пересечениях с внутрибазовыми железнодорожными путями, автомобильными дорогами и проездами подземные трубопроводы должны быть проложены 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 автодороги. Концы футляров должны быть заделаны и не допускать доступ воды во внутрь футляра. На участках трубопроводов, заключаемых в защитные футляры, должно быть минимальное число сварных стыков.

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

7.60. Уклоны подземных трубопроводов должны быть:

для легковоспламеняющихся нефтепродуктов — 0,002 — 0,003;

для горючих нефтепродуктов — 0,005;

для высоковязких и застывающих нефтепродуктов — 0,02.

7.61. Наружная поверхность стальных трубопроводов должна быть надежно защищена от коррозии, вызываемой воздействием окружающей среды, и иметь защиту от блуждающих токов.

7.62. Перед началом эксплуатации технологические трубопроводы надежно заземляются.

При наличии во фланцевых соединениях трубопроводов болтов и шайб из диэлектрических материалов либо окрашенных неэлектропроводными красками на них должны быть установлены электропроводные металлические перемычки, обеспечивающие заземление через заземленные резервуары.

7.63. Распорядительным документом по нефтебазе назначаются ответственные за безопасную эксплуатацию трубопроводов.

7.64. В период эксплуатации все технологические трубопроводы должны подвергаться тщательному осмотру ответственными за их безопасную эксплуатацию. Срок осмотра устанавливается руководством нефтебазы, но не реже чем через каждые 12 месяцев.

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

7.65. Технологические трубопроводы должны подвергаться периодической ревизии. Сроки проведения ревизии устанавливает администрация нефтебазы в зависимости от их износа, срока эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизий, но не реже одного раза в три года для трубопроводов, транспортирующих нефтепродукты, и не реже одного раза в шесть лет для остальных.

7.66. При ревизии технологических трубопроводов производят наружный и внутренний осмотр. При наружном осмотре необходимо проверить состояние сварных швов и фланцевых соединений, включая крепеж, герметичность всех соединений, состояние опорных конструкций фундаментов и подвесок, правильность работы подвижных опор, состояние и работу компенсирующих устройств, состояние дренажных устройств, арматуры.

При внутреннем осмотре проверяют наличие коррозии, трещин, уменьшение толщины стенок труб и деталей трубопроводов, прокладок, сварных швов фланцев, арматуры, а также сопрягающихся поверхностей фланцев и арматуры.

Результаты осмотра оформляют актом. Все обнаруженные дефекты должны быть устранены с соблюдением необходимых мер по охране труда и требований к ведению огневых работ.

7.67. Прочность технологических трубопроводов проверяют гидравлическими испытаниями не реже одного раза в три года. Кроме того, испытания проводят после монтажа, ремонта, связанного со сваркой, после консервации или простоя более одного года, после разборки, связанной с единичной заменой прокладок арматуры или элемента трубопровода.

Давление испытания стальных трубопроводов устанавливается:

при рабочем давлении до 0,5 МПа — 1,5 Рраб, но не менее 0,2 МПа:

при рабочем давлении выше 0,5 МПа — 1,25 Рраб, но не менее Рраб + 0,3 МПа.

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

Результаты считают удовлетворительными, если во время испытания не произошло падение давления по манометру, а в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружены течи и отпотины.

7.68. На технологические трубопроводы, по которым транспортируются легковоспламеняющиеся жидкости (бензин, керосин), должны быть составлены паспорта (приложение N 7), на остальные технологические трубопроводы должны быть заведены эксплуатационные журналы, в которых должны отражаться даты и данные о проведенных ревизиях и ремонте.

7.69. Сооружения нефтебазового хозяйства, предназначенные для слива нефтепродуктов из железнодорожных вагоноцистерн, нефтеналивных судов, автомобильных цистерн, а также для налива в железнодорожные вагоноцистерны, нефтеналивные суда, автоцистерны, бочки и для внутрибазовых перекачек (далее — насосные станции), размещаются на нефтебазе в соответствии с проектом.

Посредством насосных станций допускается выполнение операций по зачистке железнодорожных вагоноцистерн и резервуаров от остатков нефтепродуктов и расфасовки нефтепродуктов в мелкую тару. Технологическая обвязка насосных агрегатов, трубопровода и устройства налива должна быть выполнена по постоянной схеме.

7.70. Насосные станции могут быть открытого исполнения и закрытого исполнения.

Насосная станция открытого исполнения — сооружение в виде навеса либо сооружение, имеющее продуваемое помещение, ограниченное не более чем тремя стенами.

Насосная станция закрытого исполнения — сооружение, имеющее закрытое, непродуваемое помещение, оснащенное приточно-вытяжной вентиляцией.

Допускается для слива-налива нефтепродуктов устройство отдельно стоящих насосных агрегатов на открытом воздухе на площадке, если конструкции насоса и электродвигателя позволяют эксплуатацию на открытом воздухе. Все движущие части насосного агрегата должны быть надежно защищены ограждающими конструкциями.

7.71. Ограничение скорости налива нефтепродуктов до безопасных пределов должно обеспечиваться перепуском части нефтепродукта во всасывающий трубопровод насоса.

7.72. Узлы задвижек следует размещать вне здания (навеса, площадки) на расстоянии не менее 3 метров от стены здания с проемами, не менее 1 м — от стены здания без проемов насосной станции и 5 метров — от границы площадки или навеса.

На всасывающих и нагнетательных трубопроводах насосных агрегатов следует устанавливать аварийные задвижки вне здания (навеса, площадки), насосной станции на расстоянии 10 — 15 метров. В качестве аварийных могут служить задвижки у сливоналивных устройств или на технологических трубопроводах, если они расположены на расстоянии не более 50 метров от насосной станции.

7.73. Размещение насосов, пунктов контроля и управления, средств автоматического управления технологическими процессами необходимо предусматривать в соответствии с требованиями нормативной документации.

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

7.75. Валы, соединяющие двигатели с насосами в местах прохода через стены, следует предусматривать в футлярах из стальных труб на всю толщину стены (перегородки) с устройством сальников из несгораемых материалов, обеспечивающих их герметичность.

Не допускается применять плоскоременные передачи в помещении, где установлены насосы для перекачки легковоспламеняющихся жидкостей.

7.76. Насос и двигатель, включая редуктор, считаются одним агрегатом. Каждый агрегат насосной станции должен иметь порядковый номер в соответствии с технологической схемой нефтебазы, утвержденной главным инженером. На двигатель, насос и редуктор наносят стрелки, указывающие направление вращения, а на пусковое устройство — надписи «Пуск» и «Стоп».

7.77. На каждый насосный агрегат ведется паспорт (формуляр), в который заносят данные учета его работы, объем производимого ремонта. Паспорт (формуляр) заполняет ответственный за эксплуатацию насосных агрегатов.

7.78. Для подъема и перемещения в насосных станциях и на узлах задвижек технологического оборудования рекомендуется применять:

для грузов массой до 0,5 т — переносные треноги или монорельсы с передвижными талями (ручными);

для грузов массой от 0,5 до 2 т — монорельсы с передвижными талями (ручными);

для грузов массой более 2 т, находящихся на открытых площадках, — краны мостовые подвесные или опорные.

Запрещается использовать фундаменты насосных агрегатов в качестве опоры для грузоподъемных устройств.

7.79. Технологические трубопроводы в насосных станциях укладываются в лотках. В местах прохода технологического трубопровода через внутренние перегородки и стены насосных станций следует предусматривать уплотняющие устройства.

Гидравлические испытания трубопровода обвязки насосных агрегатов после монтажа или ремонта необходимо осуществлять согласно требованиям пункта 7.67.

7.80. В насосных станциях ширина проходов между выступающими частями насосных агрегатов должна быть не менее 1 м; при установке насосов шириной до 0,6 м и высотой до 0,5 м ширину проходов допускается уменьшить до 0,7 м. При двухрядном расположении насосов ширина прохода между рядами должна быть не менее 1,5 м.

В проходах между насосными агрегатами запрещается любое складирование либо загромождение.

7.81. Во избежание разрушения фундаментов нефтепродуктами насосы должны быть установлены на металлических поддонах с бортами или оснащены другими нефтеулавливающими средствами, предотвращающими загрязнение нефтепродуктами.

7.82. Полы и лотки в насосных станциях должны изготовляться из материалов, непроницаемых для нефтепродуктов и не впитывающих их, и иметь уклон в сторону приемника стоков. Лотки и поддоны насосных агрегатов должны соединяться с резервуаром для сбора нефтепродуктов либо с канализацией для отвода нефтепродуктов.

7.83. Монтаж, наладку, испытание насосных агрегатов следует производить согласно разработанному проекту и инструкциям заводов-изготовителей.

7.84. Техническое обслуживание и ремонт насосных агрегатов необходимо проводить в соответствии с графиком планово-предупредительных осмотров и ремонтов, утвержденным главным инженером нефтебазы.

Выполнение работ по обслуживанию и ремонту насосных агрегатов следует осуществлять после оформления наряда-допуска на проведение работ повышенной опасности.

7.85. В насосной станции на видном месте должны быть вывешены следующие документы:

инструкции по эксплуатации насосных агрегатов;

инструкции по охране труда;

инструкции по пожарной безопасности;

график планово-предупредительных ремонтов насосных агрегатов на текущий год;

технологическая схема обвязки насосных агрегатов, подсоединения их к трубопроводам и объектам перекачки нефтепродуктов;

схема электрической части насосной.

7.86. За эксплуатацию насосных агрегатов назначается распорядительным документом по нефтебазе ответственный.

Ответственный за эксплуатацию насосных агрегатов должен своевременно заносить данные по учету работы насосных агрегатов.

7.87. Обслуживающий персонал ежесменно ведет журнал эксплуатации насосных агрегатов (приложение 8).

7.88. Помещения насосных станций по перекачке нефтепродуктов оснащаются приборами сигнализации загазованности воздушной среды и приборами пожарной сигнализации.

7.89. Насосные агрегаты оснащаются приборами контроля, защиты и блокировки в соответствии с утвержденными проектами и требованиями заводов-изготовителей.

7.90. В процессе работы насосных агрегатов за ними должен быть установлен постоянный контроль со стороны обслуживающего персонала.

При обнаружении неисправностей, нарушающих нормальный режим работы насосного агрегата, последний должен быть остановлен.

При аварийной остановке насосного агрегата из-за обнаружения неисправностей необходимо выяснить причину и до ее устранения не производить его запуск.

О всех случаях аварийной остановки насосного агрегата обслуживающий персонал немедленно докладывает непосредственному руководителю либо старшему по смене с внесением соответствующих записей в журнал по эксплуатации насосных агрегатов.

7.91. При выводе в ремонт насосного агрегата задвижки на всасывающем и напорном трубопроводах следует закрыть, на щите управления агрегатом вывесить плакат «Не включать — работают люди» и сделать запись в журнале эксплуатации насосных агрегатов с указанием времени вывода агрегата в ремонт.

7.92. В помещениях насосных станций устраиваются в соответствии с проектом естественная и механическая вентиляции.

Не допускается запуск насосных агрегатов при неисправной либо выключенной вентиляции.

7.93. В насосных станциях управление электродвигателем осуществляется из другого помещения, должна быть обеспечена двусторонняя связь с помощью световых или звуковых сигналов или специальным телефоном во взрывозащищенном исполнении.

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

7.95. При прекращении подачи электроэнергии необходимо немедленно отключить двигатели насосных агрегатов от питающих линий и закрыть задвижки на всасывающих и напорных трубопроводах.

7.96. На нефтебазе в зависимости от числа одновременно обрабатываемых железнодорожных цистерн должен быть предусмотрен одиночный, групповой или маршрутный слив-налив нефти и нефтепродуктов.

7.97. Сливоналивные железнодорожные эстакады (далее — эстакады) размещаются в соответствии с проектом.

7.98. Протяженность эстакад определяется в зависимости от количества одновременно обрабатываемых цистерн, но не более максимальной длины одного маршрутного состава железнодорожных цистерн.

7.99. Участки слива-налива нефтепродуктов должны быть оборудованы:

— устройствами верхнего и нижнего слива-налива;

— насосными агрегатами для перекачки нефтепродуктов (если отсутствует насосная станция);

— устройствами для зачистки вагоноцистерн от остатков нефтепродуктов;

— устройствами для сбора и локализации ливневых стоков;

— устройствами для подогрева вязких нефтепродуктов;

— приспособлениями для освобождения рукавов, стояков и коллекторов, расположенных по верху эстакад, от остатков нефтепродуктов;

— несгораемыми лестницами;

— площадками, переходными мостиками, обеспечивающими безопасность работы обслуживающему персоналу при осуществлении сливоналивных операций;

— заземляющими устройствами с контуром заземления;

— средствами механизации;

— средствами связи;

— освещением;

— средствами по удалению цистерн в случае аварийных ситуаций;

— средствами фиксирования вагоноцистерн при сливе-наливе из искронеобразующего материала;

— средствами пожаротушения;

— средствами локализации и ликвидации нефтеразливов.

7.100. Переходные мостики эстакад в местах соприкосновения с металлическими поверхностями вагоноцистерн должны иметь прокладки из искронеобразующего материала и не подвергающегося разрушению парами нефтепродуктов.

7.101. Территория эстакады, железнодорожные подъездные пути должны содержаться эксплуатирующим персоналом в чистоте, исправности, в зимнее время очищаться от снега.

7.102. Не допускается нахождение на железнодорожном пути с эстакадой локомотиву, осуществляющему подачу-уборку вагоноцистерн, а также сквозной проезд локомотива по этим путям.

7.103. Эстакады должны быть оборудованы пешеходными дорожками с твердым покрытием шириной не менее 0,75 м.

Пешеходные дорожки должны вести к торцам каждой эстакады; в местах их пересечения с железнодорожными путями следует устраивать сплошные настилы в уровень с оголовками рельсов.

7.104. Стояки и приборы слива-налива, запорная арматура эстакады должна быть пронумерованы в соответствии с технологической схемой нефтебазы.

7.105. Сливоналивной трубопровод должен иметь отсекающие (аварийные) задвижки, монтируемые на расстоянии 10 — 50 метров от эстакады.

7.106. Несгораемые лестницы располагаются с торцов эстакады на расстоянии не более 100 метров друг от друга. Ширина их должна быть не менее 0,7 метра, уклон — не более 45 град.

7.107. В целях недопущения попадания атмосферных осадков и пыли при наливе в вагоноцистерны авиационных масел, топлив для реактивных двигателей и авиационных бензинов железнодорожные эстакады должны быть оборудованы навесами или крышами.

7.108. Для местного освещения во время сливоналивных операций на эстакадах необходимо применять аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении.

7.109. Рукава на стояках эстакады должны быть маслобензостойкими, оборудованы наконечниками из неискрообразующего материала. Наконечники должны быть заземлены. Длина рукава с наконечником должна обеспечивать спускание их до дна вагоноцистерны.

7.110. Коллекторы эстакад должны обеспечивать прием только одного сорта нефтепродуктов. При смене сорта принимаемого нефтепродукта коллектор освобождается.

Не допускается попеременный прием через один коллектор вязких и светлых нефтепродуктов.

7.111. Подъемные механизмы сливоналивных устройств должны быть оборудованы предохранительными приспособлениями, исключающими самопроизвольное вращение механизма.

7.112. При производстве регламентных либо ремонтных работ на эстакаде следует использовать только неискрообразующий инструмент, приспособления.

7.113. При подкатке вагоноцистерн следует пользоваться лебедками. Не допускается применение для подкатки стальных ломов или других предметов.

7.114. Станции налива нефтепродуктов в автомобильные цистерны должны размещаться на нефтебазах в соответствии с проектом.

Станция налива состоит из постов налива, в которых размещены системы налива.

Количество постов и систем налива определяется грузооборотом нефтебазы.

В зависимости от сорта и объема наливаемых нефтепродуктов станции должны обеспечивать налив как одиночных цистерн, так и автопоездов.

7.115. На нефтебазах с малым грузооборотом допускается устройство одиночных наливных устройств в количестве, определяемом ассортиментом наливаемых нефтепродуктов.

7.116. Наливные системы и стояки должны быть оборудованы телескопическими трубами, патрубками или рукавами с наконечниками из искронеобразующего материала. Длина труб, патрубков или рукавов должна обеспечивать опускание их до дна автоцистерны.

7.117. Наливные системы должны иметь ручное (местное) и автоматизированное (дистанционное) управление из операторной.

Управление одиночными наливными стояками допускается ручное (местное).

7.118. Управление системами налива автоцистерн должны выполнять операторы, прошедшие специальное обучение и сдавшие экзамены.

7.119. Площадки станций налива должны быть бетонированы, обустроены канализацией, а посты налива оборудованы несгораемыми лестницами для подъема на автоцистерны.

Площадки стояков допускается устраивать с твердым покрытием, предотвращающим попадание случайно разлитых нефтепродуктов в почву.

Площадки должны иметь удобные и безопасные подъезды к наливным системам или стоякам. На въезде должна быть вывешена схема организации движения по площадке, утвержденная главным инженером нефтебазы. На территории станций и стояков встречные и пересекающиеся потоки автомашин не допускаются.

7.120. Технологическое оборудование станций и стояков должно быть пронумеровано и обозначено в соответствии с технологической схемой нефтебазы.

7.121. Территории станций оборудуются громкоговорящей связью.

7.122. Системы налива и стояки налива обслуживающий персонал должен содержать в исправном состоянии, при обнаружении неисправности немедленно устранять. Неисправные системы и стояки налива эксплуатировать не допускается.

7.123. В процессе эксплуатации дежурным оператором ведется журнал учета повреждений систем налива (стояков налива) с указанием характера повреждений и выполненных работ по их устранению (приложение N 9).

7.124. На текущий год ответственным за эксплуатацию станций (стояков) налива составляется график предупредительных осмотров и ремонтов технологического оборудования.

7.125. Затаривание и расфасовку нефтепродуктов в бочки и мелкую тару осуществляют в разливочных и расфасовочных пунктах (масла, смазки).

7.126. Разливочные для налива нефтепродуктов в тару следует располагать в помещениях или на открытых площадках под навесом, а расфасовочные — только в помещениях.

7.127. Помещения разливочных и расфасовочных должны быть оснащены устройствами для отпуска и средствами измерения отпущенного количества нефтепродуктов (счетчиками, весами, масло- или топливораздаточными колонками, специальными расфасовочными установками, линиями затаривания и т.п.), средствами механизации, сборниками утечек, средствами автоматического прекращения налива.

7.128. Допускается производить налив легковоспламеняющихся нефтепродуктов в бочки, установленные непосредственно на специально оборудованных автомашинах, через специальные устройства на площадках станций налива или стояков налива.

7.129. Подключение разливочных, расфасовочных пунктов к основным трубопроводам следует производить вне зданий и площадок, устанавливая запорную арматуру в месте присоединения их к основным трубопроводам.

7.130. Разливочные и расфасовочные пункты следует оснащать погрузочно-разгрузочными механизмами.

7.131. В помещении разливочной допускается размещение резервуаров емкостью каждого до 25 куб. м, предназначенных для подогрева и отпуска масел, при условии обеспечения отвода паров из резервуаров за пределы помещения и устройства приточно-вытяжной вентиляции.

На расстоянии 2 метров от капитальных стен (без проемов) допускается устройство горизонтальных стальных резервуаров для других сортов нефтепродуктов при общей вместимости не более 200 куб. м.

Резервуары вместимостью свыше 25 куб. м до 100 куб. м включительно, предназначенные для подогрева и отпуска масел, следует размещать так, чтобы торцы их располагались в помещении разливочной.

7.132. Резервуары для масел общей вместимостью не более 400 куб. м допускается размещать в подвальных помещениях одноэтажных зданий разливочных и расфасовочных, а также под объединенными с ними в здании складскими помещениями для масел в таре. При этом указанное здание должно быть не ниже второй степени огнестойкости. Выходы из указанных подвальных помещений должны быть непосредственно наружу и не должны сообщаться с первым этажом.

7.133. За состоянием технологического оборудования разливочных и расфасовочных ведется постоянный контроль обслуживающим персоналом.

При возникновении неисправности в работе технологического оборудования обслуживающий персонал должен поставить в известность непосредственного руководителя.

Работа на неисправном оборудовании не допускается.

7.134. Для швартовки нефтеналивных судов при приеме-отгрузке нефти или нефтепродуктов речным либо морским транспортом нефтебазы оснащаются специальными причальными сооружениями.

7.135. Водные проходы к причальным сооружениям нефтебаз должны обеспечивать безопасность и беспрепятственный проход судов в течение всей навигации. В случае невозможности обеспечения гарантирования габаритов судовых ходов они определяются на каждый день фактическим состоянием подхода.

7.136. Нефтебазы обеспечивают поддержание установленных габаритов на водных проходах к причальным сооружениям.

7.137. При наличии грунтов с ненадежной несущей способностью, повышенной размываемостью берега, а также в целях обеспечения больших глубин допускается использование плавучих причальных сооружений.

7.138. Причальные сооружения должны быть оборудованы:

— технологическим трубопроводом для транспортировки нефти и нефтепродуктов;

— шлангующими устройствами с автоматизированными или ручными приводами;

— средствами подачи электроэнергии;

— стационарным и переносным освещением во взрывозащищенном исполнении;

— средствами связи;

— устройством для заземления судов;

— боковыми заграждениями;

— противопожарным инвентарем;

— спасательными средствами;

— средствами ликвидации нефтеразливов.

7.139. Шлангующие устройства должны эксплуатироваться обслуживающим персоналом в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей.

Шлангующие устройства должны иметь длину, обеспечивающую возможность естественного перемещения судна у причального сооружения в процессе слива-налива.

7.140. Резинотканевые рукава должны быть маслобензостойкими и поддерживаться при погрузочно-разгрузочных операциях с помощью мягких стропов или деревянных подставок. Подвеска и крепление рукавов должны быть надежными, не допускающими падения и трения.

7.141. На технологических береговых трубопроводах слива-налива нефтепродуктов из нефтеналивных судов на расстоянии 30 метров от причальных сооружений устанавливаются задвижки.

В местах перехода через трубопроводы должны быть устроены мостики из несгораемых материалов.

7.142. Присоединение сливоналивных трубопроводов нефтеналивного судна к шлангующим устройствам нефтебазы, а также наблюдение за этими трубопроводами осуществляет вахтенный персонал судна.

7.143. В межнавигационный период плавучие сооружения отключают от береговой эстакады или берега и отводят в затон в специальные места во избежание повреждений при ледоходе.

7.144. Помещения на нефтебазах с технологическими процессами по приему, хранению либо отпуску нефтепродуктов (далее — помещения) должны быть оборудованы вентиляцией, обеспечивающей состояние воздушной среды, безопасное для обслуживающего персонала и соответствующее требованиям эксплуатации технологического оборудования.

Устройство вентиляции осуществляется в соответствии с проектом.

7.145. Необходимый воздухообмен в помещениях должен устанавливаться по количеству выделяющихся в помещении вредных веществ, тепла и влаги.

Количество выбросов в насосных станциях допускается принимать по таблице 7.1 в зависимости от типа применяемых средств перекачки и вида нефтепродукта.

Таблица 7.1

┌──────────────────┬─────────────────────────────────────────────┐
│Средства перекачки│Количество выбросов на единицу средств пере- │
│                  │качки в зависимости от вида нефтепродукта,   │
│                  │кг/ч                                         │
│                  ├─────────────┬────────────────┬──────────────┤
│                  │    бензин   │   дизельное    │ нефть, мазут │
│                  │             │    топливо,    │              │
│                  │             │    керосин     │              │
├──────────────────┼─────────────┼────────────────┼──────────────┤
│Насосы центробеж- │             │                │              │
│ные с одним уплот-│             │                │              │
│нением вала:      │             │                │              │
│   торцевым       │    0,08     │       0,04     │      0,02    │
│   сальниковым    │    0,14     │       0,07     │      0,03    │
├──────────────────┼─────────────┼────────────────┼──────────────┤
│Насосы центробеж- │             │                │              │
│ные с двумя уплот-│             │                │              │
│нениями вала:     │             │                │              │
│   торцевым       │    0,14     │       0,07     │      0,03    │
│   сальниковым    │    0,26     │       0,13     │      0,05    │
├──────────────────┼─────────────┼────────────────┼──────────────┤
│Насосы центробеж- │             │                │              │
│ные с двойным тор-│             │                │              │
│цевым уплотнением │             │                │              │
│или бессальниковые│             │                │              │
│типа ЦНГ          │    0,02     │       0,01     │      0,01    │
└──────────────────┴─────────────┴────────────────┴──────────────┘

7.146. При невозможности установить количество вредных выделений допускается определять воздухообмен по кратности в соответствии с таблицей 7.2.

Таблица 7.2

┌──────────────────────┬─────────────────────────────┬───────────┐
│Продукт, обращающийся │Кратность воздухообмена в 1 ч│Коэффициент│
│в технологическом про-├──────────────┬──────────────┤увеличения │
│цессе                 │при отсутствии│при наличии   │при темпе- │
│                      │сернистых сое-│сернистых сое-│ратуре про-│
│                      │динений       │динений в па- │дукта выше │
│                      │              │рах в количес-│80 градусов│
│                      │              │тве более 0,05│С          │
│                      │              │г/куб. м      │           │
├──────────────────────┼──────────────┼──────────────┼───────────┤
│Бензин неэтилированный│       6      │       8      │    1,5    │
├──────────────────────┼──────────────┼──────────────┼───────────┤
│Бензин этилированный  │      13,5    │      13,5    │    1,5    │
├──────────────────────┼──────────────┼──────────────┼───────────┤
│Бензол                │      12      │      17      │    1,2    │
├──────────────────────┼──────────────┼──────────────┼───────────┤
│Керосин, дизельное и  │              │              │           │
│моторное топливо, би- │              │              │           │
│тум, мазут            │       3      │       7      │    1,5    │
├──────────────────────┼──────────────┼──────────────┼───────────┤
│Смазочные масла, пара-│              │              │           │
│фин (при отсутствии   │              │              │           │
│растворителей)        │       3,3    │       5,5    │    1,5    │
├──────────────────────┼──────────────┼──────────────┼───────────┤
│Отработанные нефтепро-│              │              │           │
│дукты                 │      12      │      12      │     -     │
├──────────────────────┼──────────────┼──────────────┼───────────┤
│Предварительно очищен-│              │              │           │
│ные от нефти сточные  │              │              │           │
│воды                  │       2,5    │       -      │     -     │
└──────────────────────┴──────────────┴──────────────┴───────────┘

7.147. Вентиляционное оборудование по исполнению должно соответствовать категории помещения по взрывопожарной и пожарной опасности, а электродвигатели — соответствующим требованиям ПУЭ.

7.148. Системы аварийной вентиляции предусматриваются в производственных помещениях, в которых возможно внезапное поступление в воздух больших количеств вредных или взрывоопасных веществ.

Включение систем аварийной вентиляции следует предусматривать автоматическое со световой и звуковой сигнализацией.

7.149. Производительность аварийной вентиляции должна быть равной восьмикратному воздухообмену в 1 ч по внутреннему объему помещения.

7.150. Воздухообмен в помещениях лаборатории определяется по количеству удаляемого местными отсосами воздуха.

При отсутствии вытяжных шкафов и укрытий следует предусматривать трехкратный воздухообмен в 1 ч по внутреннему объему помещения; объем удаленного воздуха из помещения лаборатории должен превышать на 10% объем приточного воздуха; объем воздуха, удаляемого через вытяжные шкафы, следует устанавливать исходя из скорости движения воздуха в расчетном проеме шкафа, принимаемом равным 0,2 м на метр длины шкафа, в зависимости от ПДК вредных веществ, используемых в работе:

при ПДК более 10 мг/куб. м — 0,5 м/с;

при ПДК от 10 до 0,1 мг/куб. м — 0,7 м/с;

при ПДК менее 0,1 мг/куб. м — 1 м/с.

В нерабочее время в лабораторных помещениях следует предусматривать проветривание.

7.151. Приточные системы вентиляции должны обеспечивать забор воздуха, исключающий попадание в систему взрывоопасных паров.

Устройства забора воздуха должны систематически осматриваться, очищаться от посторонних предметов обслуживающим персоналом.

7.152. Вытяжные системы вентиляции должны обеспечивать беспрепятственный выброс воздуха, исключающий возможность взрыва.

Устройства выброса воздуха должны систематически осматриваться обслуживающим персоналом.

Не допускается складирование, парковка транспортных средств, размещение временных сооружений, организация работ с постоянным либо временным пребыванием людей в местах выброса воздуха из вытяжных вентиляционных систем.

7.153. Все вентиляционные системы должны быть надежно заземлены.

7.154. До ввода в эксплуатацию все вентиляционные установки должны быть испытаны и отрегулированы, на них должны быть составлены технические паспорта (формуляры).

7.155. Перед предпусковыми испытаниями вентиляционных установок необходимо проверить:

— правильность установки вентиляционного оборудования, изготовления и монтажа воздуховодов, каналов, вентиляционных камер, шахт и других устройств, соответствие их проекту;

— надежность крепления вентиляционного оборудования, воздухоотводов и других элементов;

— наличие приспособлений, фиксирующих положение дросселирующих устройств и удобство управления этими устройствами;

— выполнение предусмотренных проектом мероприятий по борьбе с шумом;

— выполнение противопожарных правил, норм и инструкций;

— выполнение специальных требований проекта.

Выявленные при проверке неисправности и недоделки в вентиляционных установках должны быть устранены к началу испытаний.

7.156. К эксплуатации допускаются вентиляционные системы, прошедшие предпусковые испытания, с параметрами, доведенными до проектных величин, имеющие инструкции по эксплуатации, паспорта и журналы по эксплуатации и ремонту.

7.157. Эффективность работы вентиляционных систем проверяется в соответствии с графиком осмотра и ремонта, утвержденным в установленном порядке, не реже одного раза в год, а также после капитального ремонта и реконструкции.

7.158. Ремонт и чистка вентиляционных систем должны проводиться способами, исключающими возникновение взрыва, пожара и несчастных случаев.

7.159. Смазка подвижных механизмов вентиляционных систем должна осуществляться после их остановки. К местам смазки должен быть безопасный и удобный доступ.

7.160. Помещения, предназначенные для вентиляционного оборудования (камеры, калориферные), должны запираться. На их дверях вывешивают табличку с надписями, запрещающими вход посторонним лицам. Использование этих помещений для других целей не допускается.

7.161. В случае отказа или недостаточной эффективности вентиляции в помещениях, где могут выделяться пары нефтепродуктов, допускается временно (до устранения причин отказа либо неисправности) выполнять технологические операции по наряду-допуску на производство газоопасных работ с применением шланговых противогазов.

7.162. Вентиляционные установки обслуживаются назначенными распорядительными документами директора нефтебазы и специально обученными работниками либо специально обученными работниками из числа дежурного персонала.

7.163. Ответственным за исправное состояние, правильное действие, организацию обслуживания и ремонт вентиляционных установок является специалист из числа инженерно-технических работников нефтебазы, назначенный распорядительным документом директора предприятия.

7.164. Системы водоснабжения на нефтебазе должны обеспечивать водой надлежащего качества и в необходимом количестве технологические нужды, бытовую и противопожарную потребность.

Устройство систем водоснабжения осуществляется по проектным решениям.

7.165. На нефтебазе разрабатываются укрупненные нормы водопотребления и водоотведения, которые утверждаются главным инженером нефтебазы и пересматриваются не реже 1 раза в 5 лет.

7.166. На основе укрупненных норм водопотребления и водоотведения составляется водохозяйственный балансовый расчет, являющийся приложением к договору между водопользователем и предприятием водопроводно-канализационного хозяйства и обосновывающий количество и качество необходимой нефтебазе воды.

7.167. Водоснабжение нефтебазы должно осуществляться по различным системам водопроводов: хозяйственно-питьевого, производственного и противопожарного.

Допускается объединение противопожарного водопровода с хозяйственно-питьевым или производственным.

7.168. Хозяйственно-питьевые водопроводы, питаемые от городского водопровода, не должны иметь непосредственного соединения с водопроводами от других источников водоснабжения.

7.169. Противопожарное водоснабжение должно соответствовать требованиям проекта, согласованного в установленном порядке.

7.170. За состоянием водозаборных сооружений, водоочистных сеток, закрытых и открытых водоемов осуществляется систематический надзор обслуживающим персоналом нефтебазы. Ежегодно, в летнее время, они тщательно должны быть обследованы и очищены от мусора и ила.

Устройство оголовка водозабора в рыбохозяйственных водоемах должно препятствовать попаданию малька рыб в систему водопровода.

7.171. Эксплуатация артезианских скважин (колодцев) осуществляется согласно инструкции по эксплуатации, разработанной в соответствии с проектом и исполнительской документацией на ее строительство.

7.172. Крышки люков колодцев подземных гидрантов на пожарном водопроводе должны быть очищены от грязи, льда, снега.

Колодцы подземных гидрантов должны систематически освобождаться от воды.

В зимнее время гидранты необходимо утеплять во избежание замерзания.

7.173. Схема расположения гидрантов вывешивается в местах с постоянным нахождением обслуживающего персонала. Гидранты должны быть обозначены указателями.

7.174. Насосные агрегаты станций подачи воды на технологические и противопожарные нужды должны запитываться от двух независимых источников электроснабжения.

При отсутствии второго источника электроснабжения резервные насосы должны иметь привод от двигателей внутреннего сгорания.

7.175. Насосные агрегаты станций подачи воды должны содержаться в постоянной эксплуатационной готовности и проверяться на создание требуемого напора путем пуска на полную мощность не реже одного раза в десять дней не менее чем на 30 мин. (с соответствующей записью в журнале).

7.176. Насосы должны быть снабжены мановакуумметром на всасывающем и манометром на нагнетательном трубопроводах, а также предохранительной сеткой на всасывающей линии.

В насосной подачи воды должны быть вывешены общая схема водоснабжения нефтебазы и инструкции по эксплуатации оборудования насосной.

7.177. Насосная станция подачи воды должна быть обеспечена телефонной связью с дежурной службой нефтебазы.

7.178. При проведении ремонтных работ на сетях водопровода и установке запорных устройств следует учитывать, что запорная арматура (задвижки, клапаны, гидранты и т.п.) должна приниматься по первому классу герметичности.

7.179. Временное отключение участков водопроводной сети с установленными на них пожарными гидрантами или кранами, а также уменьшение напора в сети ниже необходимого допускаются по согласованию с пожарной охраной.

7.180. Водопроводные сети, гидранты должны иметь постоянное техническое обслуживание, обеспечивающее их исправное состояние.

7.181. На нефтебазах ведется раздельный учет воды, потребляемой на производственные и хозяйственные нужды. В целях уменьшения расхода свежей воды следует применять рациональные технологические процессы, оборотное водоиспользование, повторное использование сточных вод (очищенных и обезвреженных).

7.182. Для сбора сточных вод на нефтебазах следует устраивать канализацию для производственно-дождевых и бытовых сточных вод.

Устройство канализации производится в соответствии с разработанным проектом.

7.183. В производственно-дождевую канализацию отводятся:

сточные воды, образующиеся при мытье бочек из-под нефтепродуктов, мытья площадок со сливоналивными устройствами, полов в насосных станциях, при откачке подтоварных вод из резервуаров;

дождевые воды с открытых площадок сливоналивных эстакад и другого технологического оборудования, где эти воды могут быть загрязнены нефтепродуктами, из резервуарного парка или мест хранения нефтепродуктов в таре и т.п.;

воды, охлаждающие резервуары при пожаре;

балластные, промывочные, подсланевые и льяльные воды с наливных судов.

7.184. Не допускается сброс в производственно-дождевую канализацию вод, образующихся при зачистке резервуаров. Они должны отводиться в шламонакопители и после отстаивания — на очистные сооружения.

7.185. Не реже одного раза в месяц обслуживающим персоналом нефтебазы осуществляется наружный осмотр сетей производственно-дождевой канализации и два раза в год (обычно весной и осенью) — технический (внутренний) осмотр.

По результатам технического осмотра составляется дефектная ведомость и техническая документация на проведение ремонта канализационной сети.

7.186. Ремонты производственно-дождевой канализации должны проводиться под руководством лица, ответственного за ее эксплуатацию, назначенного распорядительным документом по нефтебазе.

При производстве ремонтных работ вследствие аварийного выброса нефти или нефтепродуктов оформляются наряды-допуски на газоопасные работы.

7.187. Для сохранения проектной пропускной способности труб и коллекторов необходимо осуществлять не реже одного раза в год профилактическую прочистку канализационной сети.

Участки сети, имеющие строительные дефекты и недостаточные уклоны, должны прочищаться чаще.

7.188. Необходимое качество очистки и состав сооружений для очистки производственно-дождевых сточных вод должны обосновываться проектом на устройство очистных сооружений.

Не допускается сброс производственно-дождевых стоков с территории нефтебазы без предварительной очистки.

7.189. Степень очистки сточных вод от нефтепродуктов, достигаемая на различных сооружениях по эксплуатационным данным и результатам исследований, указана в таблице 7.3.

Таблица 7.3

┌──────────────────────────────┬─────────────────────────────────┐
│         Сооружение           │Содержание нефтепродуктов в воде,│
│                              │           мг/куб. м             │
│                              ├────────────────────┬────────────┤
│                              │поступающей в соору-│ очищенной  │
│                              │жение               │            │
├──────────────────────────────┼────────────────────┼────────────┤
│Нефтеловушка, буферный резер- │                    │            │
│вуар                          │     300 - 1000     │   40 - 80  │
├──────────────────────────────┼────────────────────┼────────────┤
│Флотационная установка, песоч-│                    │            │
│но-гравийные фильтры          │      40 - 80       │   10 - 15  │
├──────────────────────────────┼────────────────────┼────────────┤
│Пруд-отстойник                │      40 - 80       │   10 - 25  │
├──────────────────────────────┼────────────────────┼────────────┤
│Станция биологической очистки │      20 - 25       │    2 - 8   │
├──────────────────────────────┼────────────────────┼────────────┤
│Установка озонирования (две   │                    │            │
│ступени)                      │      10 - 15       │    1 - 3   │
├──────────────────────────────┼────────────────────┼────────────┤
│Адсорбционная установка (ад-  │                    │            │
│сорбент активированный уголь) │       5 - 10       │  0,3 - 0,4 │
└──────────────────────────────┴────────────────────┴────────────┘

7.190. Основными условиями эффективной эксплуатации очистных сооружений являются:

— организация режима работы, обеспечивающего качество очистки, предусмотренное проектом;

— систематический контроль (технический и лабораторный) за состоянием и работой очистных сооружений;

— регулярный сбор уловленного нефтепродукта и удаление осадка;

— своевременный ремонт очистных сооружений.

7.191. Для правильной и эффективной эксплуатации очистных сооружений на нефтебазе разрабатывается соответствующая документация, утверждаемая в установленном порядке.

7.192. Для контроля качества очищенных сточных вод должен быть организован отбор проб этих вод и их химический анализ. Результаты всех анализов следует заносить в журнал регистрации анализов очищенных сточных вод (приложение N 10).

При текущем контроле за качеством сточных вод определяемые показатели согласовываются с контролирующими органами.

7.193. Очистные сооружения, работа которых в зимнее время не предусмотрена, должны быть своевременно законсервированы.

7.194. Устройство лабораторий на нефтебазах осуществляется в соответствии с разработанными проектами.

7.195. Лаборатории контроля качества нефтебаз должны проходить аккредитацию в соответствии с требованиями стандарта.

7.196. Лаборатории обеспечивают выполнение следующих анализов:

— поступающих, хранящихся и отпускаемых нефти и нефтепродуктов;

— сырья и готовой продукции регенерационных и обезвоживающих установок;

— очищенных сточных вод;

— проводить контроль воздушной среды в рабочих зонах, а также территории нефтебазы, а также перед огневыми или ремонтными работами;

— санитарный контроль воздуха рабочей зоны;

— контроль выбросов от источников загрязнения атмосферного воздуха.

7.197. В случае невозможности выполнения анализов, указанных в п. 7.195, собственной лабораторией нефтебаза организовывает выполнение этих анализов посредством других лабораторий на договорных условиях.

7.198. Основными задачами лаборатории являются:

— выдача заключений и паспортов качества о соответствии нефти и нефтепродуктов действующим стандартам;

— выдача результатов по анализам проб воздуха рабочей зоны перед производством огневых и ремонтных работ;

— выдача результатов анализа сточных вод на наличие и концентрации загрязняющих веществ;

— выдача результатов анализа воздуха рабочих зон на наличие и концентрации загрязняющих веществ;

— выдача результатов анализа проб газовоздушной среды источников загрязнения атмосферного воздуха на содержание углеводородов, окиси серы, оксида азота, оксида углерода, твердых веществ, сероводорода;

— хранение контрольных арбитражных проб;

— участие в работе по определению причин обводнения и порчи нефти и нефтепродуктов, разработке мероприятий по их исправлению и предотвращению порчи;

— проведение консультаций по вопросам применения нефтепродуктов;

— организация поверки измерительных приборов;

— проведение аттестации лаборатории.

7.199. Рабочее оборудование, приборы, посуда, инструмент, мебель и т.д. должны быть в исправном состоянии.

7.200. Проведение анализов при неисправном оборудовании на неисправных приборах не допускается.

7.201. Вытяжные шкафы, лабораторные столы, а также проходы между рабочими местами не допускается загромождать посудой, приборами и лабораторным оборудованием.

7.202. В лаборатории должны вестись журналы учета лабораторных анализов нефти и нефтепродуктов (приложение N 11).

7.203. Перед началом работы помещения лаборатории проветриваются. Работы, связанные с выделением токсичных либо пожароопасных паров и газов, должны выполняться только в вытяжных шкафах.

7.204. Остатки нефтепродуктов после анализов, отработанные реактивы и ядовитые вещества должны сливать в специальную посуду и удалять из лаборатории. Слив их в раковины бытовой канализации не допускается.

7.205. Вещества и материалы хранятся в лаборатории строго по ассортименту. Не допускается совместное хранение веществ, способных вызвать возгорание либо взрыв.

7.206. Хранение огнеопасных веществ, проб нефтепродуктов, кислот щелочей должны храниться в специально выделенных помещениях.

7.207. Количество легковоспламеняющихся жидкостей и других горючих жидкостей в рабочих помещениях лабораторий не должно превышать суточной потребности. Эти жидкости хранятся в металлических шкафах, располагаемых в противоположной к выходу стороне.

7.208. Лабораторную посуду следует мыть в специально оборудованном для этой цели помещении.

7.209. При проведении работ, связанных с подогревом горючих либо токсичных веществ, в помещении должно находиться не менее двух человек.

Оставлять рабочее место персоналу лаборатории при осуществлении анализов не допускается.

7.210. Производство работ обслуживающему персоналу допускается только в спецодежде и при использовании средств индивидуальной защиты.

7.211. Помещения лаборатории не допускается использовать не по назначению.

7.212. За эксплуатацию лаборатории назначается приказом по нефтебазе ответственный из числа инженерно-технических работников.

7.213. В качестве источника тепла для проведения лабораторных работ используются электроэнергия и горючий газ.

7.214. Газовая сеть должна быть герметична и проверяться не реже одного раза в месяц. Проверку и ремонт газовой аппаратуры проводят квалифицированные специалисты.

7.215. При обнаружении утечек газа в лаборатории обслуживающий персонал должен закрыть запорные краны подачи газа, прекратить все работы в лаборатории, выключить осветительные приборы, проветрить помещение и поставить в известность непосредственного руководителя о случившемся.

Возобновлять работы можно только после полного устранения причин утечки газа и проветривания помещения.

7.216. Лаборатория должна быть обеспечена медицинской аптечкой для оказания доврачебной помощи.

7.217. Доступ лиц в помещение лаборатории должен быть определен приказом по нефтебазе. Перед входом в лабораторию вывешивается надпись «Посторонним вход запрещен».

7.218. Котельные используются на нефтебазах для обеспечения технологических и санитарно-бытовых нужд.

Устройство котельных установок на нефтебазах осуществляется в соответствии с разработанным проектом.

7.219. Эксплуатация котельных установок осуществляется в соответствии с действующими нормативными документами.

7.220. Доступ в помещения котельной разрешен только лицам, осуществляющим организацию эксплуатации либо эксплуатацию котлов и оборудования.

В необходимых случаях доступ посторонних лиц осуществляется с разрешения руководства нефтебазы и в сопровождении ответственного за эксплуатацию котельной либо руководящего инженерно-технического работника.

7.221. Устройство внешнего и внутреннего электроснабжения нефтебазы, электрооборудования осуществляется в соответствии с проектом.

7.222. Основными источниками внешнего электроснабжения нефтебаз служат электростанции и электрические сети энергосистем, в качестве приемных пунктов электроэнергии — одна из трансформаторных подстанций (ТП), совмещенная с распределительной подстанцией (РП).

7.223. Собственный источник электроснабжения нефтебаз может предусматриваться:

— при сооружении предприятий в районах, не имеющих связей с энергосистемой;

— когда собственный источник электроснабжения необходим в качестве резервного.

7.224. Внутреннее электроснабжение включает в себя питающие линии напряжением 6,10 кВ; комплексные трансформаторные подстанции (КТП) напряжением 6/0,4 кВ, 10/0,4 кВ; щиты станции управления (ЩСУ); распределительная и коммутационная аппаратура; распределительные сети силовых и осветительных установок.

7.225. В качестве автономного источника электроснабжения нефтебаз рекомендуются дизельные электрические станции (ДЭС) мощностью от 5 до 630 кВт, напряжением 380/220 В.

7.226. Для обеспечения надежности внешнего электроснабжения применяются средства автоматики:

— автоматическое включение резерва (АВР);

— автоматическое повторное включение (АПВ) и др.

7.227. Границы обслуживания внешнего и внутреннего электроснабжения согласовываются с энергообеспечивающими организациями либо владельцами электроснабжающих сетей.

7.228. Система учета электроэнергии обеспечивает возможность:

— определения количества потребленной электроэнергии и производства расчетов за нее;

— контроля за рациональным расходованием электроэнергии различными участками в различное время суток (ночное, дневное).

7.229. Трассы кабельных линий должны прокладываться в местах, исключающих влияние высоких температур, попадание на них нефтепродуктов, воды и возможность механических повреждений.

Кабельные каналы должны иметь естественную вентиляцию.

7.230. Исполнение электрооборудования, приборов и средств автоматизации, размещенных во взрывоопасных зонах, должно соответствовать классификации помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности в соответствии с ПУЭ.

7.231. При организации работ в действующих электроустановках следует:

— назначить лиц, ответственных за организацию и производство работ;

— оформить наряд-допуск или распоряжение на производство работ;

— провести инструктаж и осуществить допуск к проведению работ;

— организовать надзор за проведением работ;

— оформить окончание работ;

— организовывать перерывы в работе.

7.232. На нефтебазе распорядительным документом назначаются ответственные за состояние и эксплуатацию электроустановок.

7.233. Руководители, специалисты и работники нефтебаз, ответственные за состояние и эксплуатацию электроустановок, должны:

— обеспечить организацию и своевременное проведение профилактических осмотров и планово-предупредительных ремонтов электрооборудования, аппаратуры и электросетей, своевременное устранение нарушений Правил эксплуатации электроустановок, которые могут привести к взрывам, пожарам и загораниям;

— следить за правильностью выбора и применения кабелей, электропроводок, двигателей, светильников, пусковой и защитной аппаратуры в зависимости от класса взрывопожароопасных зон, категорий по взрывопожарной и пожарной опасности помещений;

— систематически контролировать состояние аппаратов защиты от коротких замыканий, перегрузок внутренних и атмосферных перенапряжений, а также других ненормальных режимов работы.

7.234. На нефтебазе ежегодно составляется график проверки изоляции силовых и контрольных кабелей, электропроводок, надежности контактных соединений, состояния заземляющих устройств и измерение сопротивлений растеканию токозаземлителей, проверка режимов работы электродвигателей, защитно-коммутационных аппаратов.

График составляется главным энергетиком нефтебазы или ответственным за электрохозяйство нефтебазы и утверждается главным инженером нефтебазы.

7.235. Результаты осмотров электроустановок, обнаруженные неисправности и принятые меры фиксируются в оперативном журнале (приложение N 12).

7.236. Для каждой нефтебазы с учетом ее технической оснащенности, особенностей технологических процессов и других факторов устанавливаются индивидуальные нормы расхода электроэнергии.

7.237. Персонал, обслуживающий сети электроснабжения, электроаппаратуру и электрооборудование, должен быть обеспечен комплектом защитных средств и спецприспособлений, допущенным к использованию.

7.238. Здания и сооружения нефтебазы должны иметь молниезащиту в соответствии с категориями устройств и типом зоны защиты.

7.239. Здания и сооружения, отнесенные по устройству молниезащиты к I и II категориям, должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной индукции и заноса высоких потенциалов через наземные и подземные металлические коммуникации.

Здания и сооружения, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии и заноса высоких потенциалов через наземные металлические коммуникации.

7.240. Резервуары, расположенные в зонах класса В-1г по ПУЭ, относятся ко II категории устройства молниезащиты и к зоне защиты Б, должны быть защищены от прямых ударов молнии и электростатической индукции.

Резервуары, расположенные в зонах класса II — III по ПУЭ, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии.

7.241. Защита от прямых ударов молнии зданий и сооружений, отнесенных по устройству молниезащиты ко II и III категориям, должна быть выполнена отдельно стоящими или установленными на зданиях неизолированными стержневыми или тросовыми молниеотводами. При установке их на защищаемом здании или сооружении от каждого стержневого молниеотвода или от каждой стойки тросового молниеотвода должно быть проложено не менее двух токоотводов.

7.242. Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты ко II категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии следующим образом:

корпуса резервуаров при толщине металла крыши менее 4 мм — молниеотводами, установленными отдельно или на самом резервуаре;

корпуса резервуаров при толщине металла крыши 4 мм и более, а также отдельные резервуары вместимостью менее 200 м3, независимо от толщины металла крыши, — присоединением к заземлителям.

7.243. Наружные установки, отнесенные по устройству молниезащиты ко II категории, с корпусами из железобетона должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими или установленными на них молниеотводами.

7.244. Для парков с наземными резервуарами, отнесенными по устройству молниезащиты ко II категории, при объеме парка более 100 тыс. куб. м защиту от прямых ударов молнии следует, как правило, выполнять отдельно стоящими молниеотводами; допускается в обоснованных случаях защита молниеотводами, установленными на самих резервуарах.

7.245. Парки подземных железобетонных резервуаров, отнесенных по устройству молниезащиты ко II категории, не облицованных изнутри металлическим листом, должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими молниеотводами.

В зону защиты этих молниеотводов должно входить пространство, основание которого выходит за пределы резервуарного парка на 40 м от стенок крайних резервуаров в каждую сторону, а высота равна верхней отметке дыхательных клапанов резервуаров плюс 2,5 м.

7.246. Очистные сооружения нефтебаз должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими или установленными на сооружениях молниеотводами.

В зону защиты молниеотводов должно входить пространство, ограниченное параллелепипедом, основание которого выходит за пределы очистных сооружений на 5 м в каждую сторону от его стенок, а высота равна высоте сооружения плюс 3 м.

7.247. Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии следующим образом:

корпуса резервуаров при толщине металла крыши менее 4 мм — молниеотводами, установленными отдельно или на самом резервуаре;

корпуса резервуаров при толщине металла крыши 4 мм и более, а также отдельные резервуары вместимостью менее 200 м3, независимо от толщины металла крыши, — присоединением к заземлителям;

резервуары с корпусами из железобетона — отдельно стоящими или установленными на них молниеотводами. Пространство над дыхательными клапанами может не входить в зону защиты молниеотводов.

7.248. Неметаллические вертикальные трубы, пожарные вышки высотой более 15 м следует защищать от прямых ударов молнии установленными на них молниеотводами.

Для неметаллических труб высотой до 50 м достаточна установка одного молниеприемника высотой не менее 1 м и прокладка одного токоотвода.

Для неметаллических труб высотой более 50 м необходима установка не менее двух симметрично расположенных молниеприемников высотой не менее 1 м, объединенных на верхнем торце трубы. Трубы высотой более 50 м должны быть снабжены не менее чем двумя токоотводами, одним из которых может служить металлическая ходовая лестница, в том числе с болтовыми соединениями звеньев.

Для железобетонных труб в качестве токоотводов следует использовать их арматуру.

Для металлических труб и вышек установка молниеприемников и прокладка токоотводов не требуются.

7.249. Импульсное сопротивление каждого заземлителя защиты от прямых ударов молнии для устройств молниезащиты II категории должно быть не более 10 Ом, а в группах с удельным сопротивлением 500 Ом/м и выше допускается не более 40 Ом.

Импульсное сопротивление каждого заземлителя защиты от прямых ударов молнии для устройств молниезащиты III категории должно быть не более 20 Ом, а в грунтах с удельным сопротивлением 500 Ом/м и выше допускается не более 40 Ом.

Импульсное сопротивление заземлителей для металлических и неметаллических труб и вышек должно быть не более 50 Ом.

Для наружных установок заземлители защиты от прямых ударов молнии должны иметь импульсное сопротивление не более 50 Ом на каждый токоотвод; к ним должны быть присоединены молниеотводы, металлические корпуса и другие металлические инструкции установок.

Присоединения к заземлителям располагают не более чем через 50 м по периметру основания установки. При этом число присоединений должно быть не менее двух.

7.250. Защита от электростатической индукции зданий и сооружений, относимых по устройству молниезащиты ко II категории, обеспечивается присоединением всего оборудования и аппаратов, находящихся а зданиях, сооружениях и установках, к защитному заземлению электрооборудования.

Плавающие крыши и понтоны резервуаров независимо от материала крыш и корпусов для защиты от электростатической индукции должны быть соединены гибкими металлическими перемычками с токоотводами или с металлическим корпусом установки не менее чем в двух точках.

7.251. Защита от электромагнитной индукции зданий и сооружений, относимых по устройству молниезащиты ко II категории, выполняется в виде устройства через каждые 25 — 30 м металлических перемычек между трубопроводами и другими протяженными металлическими предметами, расположенными друг от друга на расстоянии 10 см и менее.

7.252. Для защиты от заноса высоких потенциалов внешние наземные металлические конструкции и коммуникации II категории необходимо:

на вводе в защищаемое здание или сооружение присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 10 Ом;

на ближайшей к сооружению опоре присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 10 Ом.

Для защиты от заноса высоких потенциалов по подземным коммуникациям их необходимо при вводе в здание или сооружение присоединить к любому из заземлителей.

7.253. Для защиты от заноса высоких потенциалов внешних наземных металлических конструкций и коммуникаций необходимо:

на вводе в защищаемое здание или сооружение присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 20 Ом; такое присоединение допускается осуществлять к заземлителю защиты от прямых ударов молнии или к защитному заземлению электрооборудования;

на ближайшей к сооружению опоре присоединить к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 20 Ом.

7.254. Опоры отдельно стоящих молниеотводов могут выполняться из стали любой марки, железобетона, дерева.

Металлические трубчатые опоры должны быть предохранены от коррозии.

Деревянные опоры и пасынки должны быть предохранены от гниения.

7.255. Молниеприемники изготавливаются из стали любых марок различного профиля с площадью сечения не менее 100 м2 и длиной не менее 200 мм. Молниеприемники следует предохранять от коррозии.

7.256. Соединения молниеприемников с токоотводами должны выполняться сваркой, а при невозможности применения сварки допускается болтовое соединение с переходным электрическим сопротивлением не более 0,05 Ом.

7.257. Токоотводы для соединения молниеприемников, корпусов резервуаров с заземлителями следует выполнять из стали со следующими размерами:

сталь круглая диаметром 10 мм;

сталь полосовая: площадь сечения — 160 м2; толщина — 4 мм;

сталь угловая: площадь сечения — 160 м2; толщина полки — 4 мм;

стальные трубы: толщина стенок — 3,5 мм.

7.258. Соединения токоотводов должны быть сварными.

Допускаются болтовые соединения только для токоотводов зданий и сооружений, отнесенных по устройству молниезащиты к III категории.

Токоотводы должны быть предохранены от коррозии.

7.259. Для проверки сопротивления заземлителей разъемные соединения следует предусматривать только на токоотводах, присоединяемых к отдельным заземлителям и соединенных между собой.

7.260. Все соединения заземлителей между собой и с токоотводами производятся сваркой. Длина сварного шва должна быть не менее двойной ширины прямоугольного проводника и не менее 6 диаметров свариваемых круглых проводников.

7.261. Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h, равной или менее 150 м, представляет собой круговой конус. Вершина конуса находится на высоте ho < h. На уровне земли зона защиты образует круг радиусом rо.

Горизонтальное сечение зоны защиты на высоте защищаемого резервуара hx представляет собой круг радиусом rx.

Зона защиты одиночных стержневых громоотводов имеет следующие габариты:

ho = 0,92 h

ro = 1,5 h

rх = 1,5 (h — hx / 0,92).

При известных величинах высота одиночного стержневого молниеотвода может быть определена по формуле:

                            rx + 1,63 hx
                        h = ------------.
                                1,5

7.262. Монтажные работы молниезащиты проводятся в соответствии с проектом.

Мелкие и средние ремонты устройств молниезащиты проводят при необходимости. Капитальные ремонты следует проводить только в негрозовые периоды.

После производства монтажных либо ремонтных работ молниезащиты монтажная организация, выполнившая эти работы, должна представить вместе с актом выполненных работ акты испытания устройств, обеспечивающих молниезащиту.

7.263. В процессе эксплуатации молниезащитные устройства должны проходить периодические осмотры (ревизии). Цель осмотров заключается в том, чтобы:

выявить элементы, требующие замены или усиления из-за механических повреждений;

проверить надежность электрической связи между токоведущими элементами (мест сварки и болтовых соединений);

определить степень разрушения коррозией отдельных элементов молниезащиты и принять меры по восстановлению антикоррозийной защиты и по усилению элементов, поврежденных коррозией;

проверить соответствие молниезащитных устройств категории резервуаров; измерять сопротивление всех заземлителей молниезащиты не реже одного раза в год, а при повышении сопротивления заземлителя принимать меры по доведению сопротивления до требуемых величин.

7.264. Технологические операции с нефтепродуктами, являющимися хорошими диэлектриками, сопровождаются образованием электрических зарядов — статического электричества. Большое количество зарядов может создаваться при боковом наливе светлых нефтепродуктов в резервуары, верхнем и нижнем наливе в автомобильные и железнодорожные цистерны, наливе в танки судов.

7.265. Для устранения опасности разрядов статического электричества при технологических операциях со светлыми нефтепродуктами необходимо предусматривать следующие меры:

— заземление резервуаров, цистерн, трубопроводов, средств измерения уровня и отбора проб;

— применение присадок для увеличения проводимости нефтепродуктов;

— снижение интенсивности генерации зарядов статического электричества путем уменьшения скорости налива светлых нефтепродуктов в резервуары, суда, автомобильные и железнодорожные цистерны;

— нейтрализация радиоактивным излучением;

— нейтрализация зарядов статического электричества в трубопроводах с помощью электродов;

— применение инертных газов.

7.266. Заземляющие устройства для защиты от статического электричества следует, как правило, объединять с заземляющими устройствами для электрооборудования и молниезащиты.

Такие заземляющие устройства должны быть выполнены в соответствии с требованиями нормативно-технических документов.

Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, допускается не выше 100 Ом.

7.267. Все металлические и электропроводные неметаллические части технологического оборудования должны быть заземлены независимо от применения других мер защиты от статического электричества.

7.268. Металлическое и электропроводное неметаллическое оборудование, трубопроводы, вентиляционные короба и кожухи термоизоляции трубопроводов должны представлять собой на всем протяжении непрерывную электрическую цепь, которая должна быть присоединена к контуру заземления через каждые 40 — 50 м не менее чем в двух точках.

7.269. Лакокрасочное покрытие, нанесенное на заземленное металлическое оборудование, считается электростатически заземленным, если сопротивление наружной поверхности покрытия относительно заземленного оборудования не превышает 10 Ом.

7.270. Автоцистерны и железнодорожные вагоноцистерны, находящиеся под наливом и сливом нефти и нефтепродуктов, в течение всего времени заполнения и опорожнения должны быть присоединены к заземляющему устройству.

Не допускается подсоединение заземляющих проводников к окрашенным и загрязненным металлическим частям цистерн.

Открытие люка цистерны и погружение (при верхнем наливе-сливе) в нее наливной трубы (рукава) допускается только после заземления цистерны. Отсоединение заземляющих проводников от цистерны производится после завершения налива или слива нефти и нефтепродуктов, поднятия наливной трубы из горловины цистерны, отсоединения сливного шланга.

7.271. Металлические наконечники на рукавах из неэлектропроводных материалов должны быть обеспечены токопроводной линией с металлическим заземленным корпусом наливного (сливного) устройства.

При использовании армированных или электропроводных рукавов арматура или электропроводный резиновый слой их должна иметь надежное соединение с заземленным продуктопроводом и металлическим наконечником рукава. Наконечники рукавов должны быть изготовлены из металлов, исключающих искрообразование.

7.272. Нефтепродукты должны закачиваться в резервуары и цистерны без разбрызгивания или бурного перемешивания.

Налив светлых нефтепродуктов свободно падающей струей не допускается. Расстояние от конца наливной трубы рукава до днища резервуара или цистерны не должно превышать 200 мм, а если это невозможно, то струя должна быть направлена вдоль стенки цистерны.

7.273. Для предотвращения образования опасных разрядов статического электричества скорость налива светлых нефтепродуктов в резервуары, цистерны и танки судов не должна превышать предельно допустимых значений, при которых заряд, приносимый с потоком нефтепродукта в резервуар, цистерну, танк судна, не мог бы вызвать искрового разряда.

Предельно допустимые скорости истечения светлых нефтепродуктов зависят: от вида налива (бокового, верхнего, нижнего); свойств нефтепродукта; содержания и размера примесей; свойств материала и состояния поверхности стенок трубопровода; размеров трубопровода и емкостей; формы емкостей.

Установление предельно допустимых значений налива светлых нефтепродуктов в резервуары, цистерны и танки судов осуществляется проектом либо расчетом.

7.274. При заполнении порожнего резервуара светлые нефтепродукты должны подаваться в него со скоростью не более 1 м/с до момента затопления верхней образующей приемо-раздаточного патрубка.

7.275. Понтоны из неэлектропроводных материалов должны иметь электростатическую защиту.

7.276. Ручной отбор проб нефтепродуктов из резервуаров допускается не ранее чем через 10 минут после прекращения налива нефтепродукта.

Пробоотборник должен иметь токопроводящий приваренный (припаянный) к его корпусу медный тросик. Перед отбором пробы пробоотборник должен быть надежно заземлен путем подсоединения медного тросика к клеммному зажиму, расположенному преимущественно на перильном ограждении резервуара.

Целостность тросика должна проверяться обслуживающим персоналом перед каждым использованием пробоотборника.

7.277. Полы разливочных станций должны быть выполнены из электропроводящих материалов или на них должны быть уложены заземленные металлические листы, на которые устанавливают емкости, заполняемые нефтепродуктами.

Допускается осуществлять заземление бочек, бидонов и других емкостей путем присоединения их к заземляющему устройству медным тросиком с наконечником под болт, винт, шпильку.

7.278. Не допускается проведение работ внутри резервуаров, где возможно образование взрывоопасных концентраций паровоздушных смесей, в спецодежде и в нательном белье из электризующихся материалов.

7.279. Осмотр и текущий ремонт заземляющих устройств защиты от проявлений статического электричества должны проводиться одновременно с осмотром и текущим ремонтом технологического и электротехнического оборудования.

Измерения электрических сопротивлений заземляющих устройств должны проводиться не реже одного раза в год. Результаты измерений оформляются протоколами.

7.280. Наземные металлические сооружения из углеродистых и низколегированных сталей должны быть защищены от атмосферной коррозии металлическими и неметаллическими защитными покрытиями или устройствами.

7.281. Наружные поверхности подземных металлических сооружений — трубопроводов, резервуаров из углеродистых и низколегированных сталей — должны иметь защитные покрытия от коррозии и устройства.

7.282. Защита металлических сооружений устройствами осуществляется в соответствии с проектом.

7.283. Контроль защиты наземных металлических сооружений в процессе эксплуатации осуществляется визуально и (или) посредством измерения потенциалов на защищаемом сооружении в контрольно-измерительных пунктах, подземных металлических сооружений — только посредством измерений потенциалов.

7.284. Контрольно-измерительные пункты в зоне действия электрохимической защиты должны быть оборудованы устройствами для измерения поляризационных потенциалов сооружений.

7.285. Контроль состояния защиты металлических сооружений визуально осуществляется обслуживающим персоналом не реже 1 раза в год и (или) посредством замеров потенциалов осуществляется специализированными организациями не реже 1 раза в год.

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ ДЛЯ НЕФТЕБАЗ И СКЛАДОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ

УТВЕРЖДЕНО приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2012 г. N 777

Руководство по безопасности для нефтебаз и складов нефтепродуктов содержит рекомендации по обеспечению требований промышленной безопасности при проектировании, строительстве, капитальном ремонте, техническом перевооружении, реконструкции, консервации и ликвидации нефтебаз и складов нефтепродуктов и не является нормативным правовым актом.

Для выполнения требований, указанных в федеральных нормах и правилах в области промышленной безопасности, организации, осуществляющие вышеуказанную деятельность, могут использовать иные способы и методы, чем те которые указаны в настоящем Руководстве.

Руководство не распространяется на нефтебазы и склады нефтепродуктов с продуктами, имеющими упругость паров выше 700 мм рт.ст.