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 должны 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 стенок 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, 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 строгого 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 °C. 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 он проверяется 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 и 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 °C, следует оснащать непримерзающими 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 совместно 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 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 °C и не выше 150 °C при давлении среды не выше 1,6 МПа;

из серого чугуна в пределах рабочих температур среды не ниже минус 10 °C и не выше 100 °C 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°. Тип компенсатора определяется расчетным путем.

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

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, 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 вовнутрь 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 осмотры. 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 падения 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 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 метра - 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 уменьшать 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 станции.

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 N 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 с управлением электродвигателем, осуществляемым из другого помещения, должна быть обеспечена двусторонняя связь с помощью световых или звуковых сигналов или специального телефона 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 обслуживающего персонала 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, 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 локомотива, осуществляющего 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°.

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, оборудованными наконечниками из искронеобразующего 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 искронеобразующий 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 неисправностей немедленно устранять их. 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;

- боновыми 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.