8-800-2000-845
Бесплатная телефонная линия
Заказать обратный звонок

Резервуары и технологическое оборудование

Резервуары и технологическое оборудование » Подбор оборудования » Полезная информация » Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов ПБ 09-560-03 *

II. Требования промышленной безопасности к технологическим объектам

2.1. Общие требования

2.1.1. На нефтебазах и складах нефтепродуктов должны разрабатываться и внедряться мероприятия по предупреждению и исключению опасных факторов, влияющих на промышленную безопасность.

2.1.2. Разрабатываемые мероприятия нормативного, организационного и технического характера должны иметь четкую направленность и практическую реализацию в части:

2.1.3. Промышленная безопасность должна обеспечиваться:

2.1.4. Предотвращение аварий должно достигаться:

2.1.5. Предотвращение образования взрывопожароопасной среды должно обеспечиваться:

2.1.6. Предотвращение образования во взрывоопасной среде источников зажигания должно достигаться:

2.1.7. Система производственного контроля за промышленной безопасностью должна обеспечивать:

2.2. Линейные отводы от магистральных нефтепродуктопроводов

2.2.1. Прием (отпуск) нефтепродуктов по отводящим распределительным трубопроводам (отводам) магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП) должен осуществляться с соблюдением требований, установленных нормативными документами к организации и порядку сдачи нефтепродуктов по отводам магистральных нефтепродуктопроводов.

2.2.2. Сооружения отводов (узлы приема) должны соответствовать требованиям строительных норм и правил к магистральным трубопроводам, складам нефти и нефтепродуктов, противопожарным нормам и нормам технологического проектирования магистральных нефтепродуктопроводов (распределительных нефтепродуктопроводов).

2.2.3. Герметичность задвижек на нулевом километре отвода (начальная точка отвода), концевых задвижек отвода, технологических задвижек у резервуаров потребителей определяется в проекте в соответствии с требованиями государственного стандарта.

2.2.4. Узел подключения концевых задвижек отводов к технологическим трубопроводам потребителя обустраивается:

2.2.5. Оснащенность контрольно-измерительными приборами (далее - КИП), средствами (приборами) учета, уровень автоматизации отводов определяются действующими нормативными документами по проектированию, автоматизации, телемеханизации разветвленных нефтепродуктопроводов.

2.2.6. Технологические линии от концевых задвижек отвода до приемных резервуаров потребителя должны быть автономными и не иметь тупиковых ответвлений, лишних врезок, перемычек, проходить через узлы задвижек на манифольдах, эстакадах, насосных.

2.2.7. Отпуск нефтепродуктов потребителю по отводу производится только при условии работы МНПП в рабочем режиме.

2.2.8. Во избежание аварийных ситуаций (гидроударов) задвижки на отводе необходимо открывать в такой последовательности:

2.2.9. После каждой закачки продукта потребителю необходимо произвести обход трассы.

2.2.10. Действия персонала в аварийных ситуациях должны соответствовать разработанным и утвержденным в установленном порядке планам локализации аварийных ситуаций и планам по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов.

2.3. Железнодорожные сливоналивные эстакады

2.3.1. Проектирование, монтаж, эксплуатация и ремонт сливоналивных эстакад должны производиться в соответствии с требованиями нормативных документов по промышленной безопасности, отраслевых документов, устанавливающих требования по проектированию железнодорожных сливоналивных эстакад легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и сжиженных углеводородных газов, проектированию автоматизированных установок тактового налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, строительных норм, стандартов и настоящих Правил.

2.3.2. Прием и отгрузка нефти и нефтепродуктов в железнодорожные цистерны должны осуществляться через специально оборудованные сливоналивные устройства, конструкция которых должна обеспечивать безопасное проведение сливоналивных операций.

2.3.3. Налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны должен осуществляться по бесшланговой системе автоматизированных шарнирно-сочлененных или телескопических устройств, оборудованных автоматическими ограничителями налива, а также средствами механизации. При наливе нефтей и светлых нефтепродуктов, отгружаемых группой цистерн с массовой нормой 700 тонн и более, должна быть предусмотрена герметизация налива с отводом паров на регенерационную установку, в газосборную систему. В обоснованных случаях допускается отвод паров на свечу.

2.3.4. Налив любого из заданных светлых нефтепродуктов, производимых через одно и то же наливное устройство, должен осуществляться с обеспечением мер, исключающих смешение продуктов. Для авиационных горюче-смазочных материалов (ГСМ) при их отпуске потребителю предусматриваются отдельные наливные устройства.

Сливоналивные железнодорожные эстакады для нефтепродуктов оборудуются устройствами как верхнего, так и нижнего герметизированного слива. Слив авиационных ГСМ и других светлых нефтепродуктов должен производиться через нижние сливные устройства в отдельные резервуары для последующего отстаивания и удаления из них свободной (подтоварной) воды.

2.3.5. Для приема противоводокристаллизационной жидкости (ПВКЖ), а также противообледенительных жидкостей на эстакаде должны быть предусмотрены отдельные самостоятельные системы слива, включающие сливные устройства, насосные агрегаты, фильтры грубой очистки, трубопроводные коммуникации, резервуары.

Перед началом слива поступившего продукта остаток ПВКЖ из приемного патрубка должен быть слит в отдельную емкость. При невозможности удаления остатка ПВКЖ из приемного трубопровода первую партию поступившего продукта в количестве 1,5 объема трубопровода необходимо слить в специальную емкость.

2.3.6. Система трубопроводов должна быть выполнена таким образом, чтобы обеспечить полное освобождение трубопроводов после запорной арматуры от остатков наливаемого или сливаемого продукта.

Для освобождения коллекторов и трубопроводов от нефтепродуктов должна быть предусмотрена закрытая дренажная система, включающая средства для дренирования наливных устройств и связанных с ними коллекторов и продуктопроводов.

2.3.7. Для выполнения операций по аварийному освобождению неисправных цистерн от нефтепродуктов должны быть предусмотрены специально оборудованные места. В обоснованных случаях при оснащении сливоналивной эстакады специальными средствами допускается производить аварийное освобождение неисправных цистерн непосредственно на эстакаде.

2.3.8. Для сбора и отвода атмосферных осадков и смыва пролитых нефтепродуктов зона налива должна иметь твердое бетонное покрытие, оборудованное устройствами отвода в дренажную систему. Рельсы в этой зоне должны прокладываться на железобетонных шпалах. Твердое покрытие должно быть водонепроницаемым, ограждаться по периметру бортиком высотой не менее 0,2 м и иметь уклоны не менее 2 % для стока жидкости к приемным устройствам (лоткам, колодцам, приямкам).

2.3.9. Загрязненный продукт из дренажной емкости следует направлять в разделочные емкости)резервуары или емкостирезервуары для отработанных нефтепродуктов.

2.3.10. На сливоналивных эстакадах должны быть предусмотрены быстродействующие отключающие системы (преимущественно автоматические устройства). Налив должен автоматически прекращаться при:

2.3.11. На трубопроводах, по которым поступают на эстакаду ЛВЖ и ГЖ, должны быть установлены быстродействующие запорные устройства или задвижки с дистанционным управлением для отключения этих трубопроводов при возникновении аварии на эстакаде. Отключающие устройства должны устанавливаться на расстоянии 20-50 м от наливных эстакад, управляться из операторной и непосредственно на железнодорожной эстакаде на нулевой отметке у эвакуационных лестниц.

2.3.12. Максимальная безопасная скорость налива нефти и нефтепродуктов должна приниматься с учетом свойств наливаемого продукта, диаметра трубопровода наливного устройства, свойств материала его стенок и определяться проектом.

2.3.13. Ограничение максимальной скорости налива нефти и нефтепродуктов до безопасных пределов должно обеспечиваться перепуском части продукта во всасывающий трубопровод насоса.

Автоматическое регулирование расхода перепускаемого продукта производится при поддержании постоянного давления в напорном трубопроводе подачи продукта на наливную железнодорожную эстакаду.

2.3.14. Для исключения образования взрывоопасных смесей в системах трубопроводов и коллекторов слива и налива должен быть предусмотрен подвод к ним инертного газа или пара с использованием специально предназначенного оборудования и стационарных линий.

2.3.15. Сливные лотки приемно-сливной эстакады (ПСЭ) для мазутов должны выполняться из несгораемых материалов, перекрываться металлическими решетками, съемными крышками и оборудоваться средствами подогрева слитого топлива.

2.3.16. Приемные емкости ПСЭ мазутных хозяйств оборудуются средствами измерения температуры, уровня, сигнализаторами предельных значений уровня, вентиляционными патрубками, средствами подогрева слитого топлива, перекачивающими насосами, как правило, артезианского типа и ручной кран-балкой.

Приемные устройства должны иметь защиту от перелива.

2.3.17. Разогрев застывших и высоковязких нефтепродуктов в железнодорожных цистернах, сливоналивных устройствах должен производиться паром, нефтепродуктом, нагретым циркуляционным способом, или электроподогревом.

При использовании электроподогрева электроподогреватели должны иметь взрывобезопасное исполнение.

Для разогрева авиамасел следует применять насыщенный водяной пар, подаваемый в циркуляционную систему или переносные пароперегреватели.

2.3.18. При проведении сливоналивных операций с нефтепродуктами с температурой вспышки паров ниже 61 °С применение электроподогрева не допускается.

2.3.19. В отдельных обоснованных случаях подогрев высоковязких нефтепродуктов (топочных мазутов) в железнодорожных цистернах допускается с применением перегретого пара («острого пара»).

Обводненный нефтепродукт должен подвергаться обезвоживанию.

2.3.20. В случае использования переносных подогревателей непосредственный контакт теплоносителя с нефтепродуктом не допускается.

2.3.21. Давление пара при использовании переносных пароподогревателей не должно превышать 0,4 МПа (для авиапортов - не более 0,3 МПа).

2.3.22. Разогрев нефтепродуктов в железнодорожных цистернах электрогрелками должен производиться только в сочетании с циркуляционным нагревом в выносном подогревателе (теплообменнике).

2.3.23. Устройство установки нижнего слива (налива) должно соответствовать стандартизированным техническим условиям для установок нижнего слива (налива) нефти и нефтепродуктов железнодорожных вагонов-цистерн. При применении в указанных установках электроподогрева должно быть предусмотрено устройство, отключающее подачу электроэнергии при достижении температуры 90 °С на поверхности, соприкасающейся с подогреваемым нефтепродуктом.

2.3.24. При использовании переносных электрогрелок последние должны быть оснащены блокировочными устройствами, отключающими их при снижении уровня жидкости над нагревательным устройством ниже 500 мм.

2.3.25. Переносные паровые змеевики и электрогрелки должны включаться в работу только после их погружения в нефтепродукт на глубину не менее 500 мм от уровня верхней кромки подогревателя. Прекращение подачи пара и отключение электроэнергии должно производиться до начала слива.

2.3.26. Налив нефти и нефтепродуктов свободно падающей струей не допускается. Наливное устройство должно быть такой длины, чтобы расстояние от его конца до нижней образующей цистерны не превышало 200 мм.

2.3.27. На сливоналивных железнодорожных эстакадах должны устанавливаться сигнализаторы довзрывных концентраций согласно требованиям нормативных документов. Один датчик сигнализатора довзрывных концентраций должен быть установлен на две цистерны на нулевой отметке вдоль каждого фронта налива и слива. При двухстороннем фронте налива и слива датчики должны располагаться в «шахматном» порядке.

2.3.28. Для контроля давления и температуры наливаемого нефтепродукта на общем коллекторе подачи на эстакаду продукта следует устанавливать приборы измерения этих параметров с выносом показаний в операторную.

2.3.29. Для вновь проектируемых и реконструируемых нефтебаз для налива светлых нефтепродуктов рекомендуется при соответствующем обосновании предусматривать автоматизированную систему налива, проектирование которой должно осуществляться в соответствии с указаниями по проектированию установок тактового налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны.

2.3.30. Сливоналивные эстакады для нефти и нефтепродуктов должны быть защищены от прямых ударов молнии и от электромагнитной индукции.

2.3.31. Для предупреждения возможности накопления зарядов статического электричества и возникновения опасных разрядов при выполнении технологических сливоналивных операций с нефтепродуктами необходимо:

2.4. Автомобильные сливоналивные станции

2.4.1. Автомобильные сливоналивные станции должны отвечать требованиям промышленной безопасности, нормам проектирования автоматизированных установок тактового налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, строительным нормам и правилам, стандартам и настоящим Правилам.

2.4.2. Наливная станция или пункт налива должны включать в себя: помещения пункта управления, площадки налива автомобильных цистерн, на которых оборудованы посты налива и наливные устройства. Насосы могут располагаться отдельно от наливных устройств.

2.4.3. Площадки налива автомобильных цистерн объединяются по группам нефтепродуктов и размещаются под навесами. Конструкция навеса должна быть изготовлена из несгораемых материалов.

2.4.4. На станциях и пунктах налива автоцистерн должны применяться посты налива (наливные стояки) и установки автоматизированного налива с местным и дистанционным управлениями из операторной.

2.4.5. Приводы сливоналивных устройств, применяемые для налива ЛВЖ и ГЖ, при осуществлении операций вручную, гидравликой или пневматикой должны исключать самопроизвольное движение механизмов устройств.

2.4.6. Для налива ЛВЖ с упругостью паров от 500 мм рт. ст. сливоналивные устройства должны снабжаться устройствами отвода паров.

2.4.7. При наливе ЛВЖ и ГЖ должны использоваться телескопические или шарнирно сочлененные трубы. Расстояние от конца наливной трубы до нижней образующей цистерны не должно превышать 200 мм.

2.4.8. Наконечник наливной трубы должен быть изготовлен из материала, исключающего искрообразование при соударениях с котлом цистерны. Конструкция наконечника должна исключать вертикальное падение и разбрызгивание струи продукта в начале операции налива.

2.4.9. В целях исключения перелива продукта через край горловины котла цистерны необходимо применять автоматические предельные ограничители уровня налива, позволяющие автоматически прекращать налив при достижении заданного значения.

2.4.10. Должны быть предусмотрены меры, обеспечивающие полное освобождение наливной трубы от продукта и исключающие возможность его пролива на цистерну при окончании налива.

2.4.11. Для сбора остатков продукта, стекающих с наливной трубы при извлечении ее из цистерны, необходимо применять каплесборник.

2.4.12. Учитывая конструкцию сливоналивных устройств, элементы которых соединены шарнирами с сальниковыми уплотнениями, изготовленными из неметаллических материалов, необходимо каждую смену проверять заземление, не допуская нарушения единого контура.

2.4.13. Для нижнего налива продуктов в автоцистерны авиапредприятий должны применяться соединительные шарнирно сочлененные трубы из алюминия, исключающие искрообразование при стыковке с фланцем автоцистерны. Допускается применение гибких металлорукавов.

2.4.14. На пункте налива с автоматическим управлением топливозаправщика (ТЗ) должно предусматриваться аварийное (ручное) дистанционное отключение насоса. Кнопка аварийного отключения должна быть легкодоступна.

Система налива авиаГСМ в ТЗ должна обеспечивать их налив снизу, т.е. нижнее наполнение. Налив ТЗ сверху не допускается.

2.4.15. На станциях и пунктах налива нефтепродуктов в автомобильные цистерны должны устанавливаться сигнализаторы довзрывных концентраций.

2.4.16. При превышении концентрации паров нефтепродуктов на станциях и пунктах налива более 20 % нижнего концентрационного предела распространения пламени должны быть обеспечены прекращение операции налива и запрет запуска двигателей автомобилей.

2.4.17. Запрещается запуск двигателей автоцистерн, находящихся на оперативной площадке, в случаях пролива (перелива) нефтепродукта до полной уборки пролитого нефтепродукта.

2.4.18. Автоналивные станции должны быть оборудованы специальными устройствами (светофорами, шлагбаумами и т.п.) для предотвращения выезда заполненных нефтепродуктами автоцистерн с опущенными в их горловины наливными устройствами.

2.4.19. Автоцистерны, стоящие под сливом-наливом на автоналивных станциях, должны быть заземлены с наличием блокировки, исключающей возможность запуска насосов для перекачки нефтепродуктов при отсутствии такого заземления.

2.5. Сливоналивные причалы

2.5.1. Причальные сооружения по своему устройству и режиму должны отвечать нормативным документам по технологическому проектированию портов и пристаней, требованиям по перевозке нефти и нефтепродуктов на танкерах, по безопасности для нефтяных танкеров и терминалов.

2.5.2. Нефтеналивные суда, прибывающие под слив-налив, должны быть подготовленными к погрузке нефтепродуктов в соответствии с установленными требованиями.

2.5.3. Швартовать наливные суда и плавучие цистерны с легковоспламеняющимися нефтепродуктами стальными тросами запрещается.

2.5.4. Основными частями причальных сооружений являются подходные эстакады, центральные платформы, швартовые фалы и отбойное устройство. Причалы (пирсы) и причальные сооружения должны быть оснащены:

2.5.5. Работы по присоединению и отсоединению шлангов на причале должны быть механизированы.

2.5.6. На стационарных и плавучих причалах отбойные устройства должны быть выполнены из эластичных материалов, уменьшающих жесткие удары и исключающих образование искр во время швартовки.

2.5.7. Для контроля за перекачкой на трубопроводе у насосной станции и у стендеров должны быть установлены приборы, контролирующие давление. Показания приборов должны быть выведены в операторную.

2.5.8. При несанкционированных отходах судна от причала должно срабатывать автоматическое устройство аварийного отсоединения стендера.

2.5.9. Для предотвращения пролива нефтепродуктов на технологическую площадку причала (пирса) при аварии, а также отсоединения наливных устройств от приемных патрубков судна наливные устройства должны быть оборудованы быстро закрывающимися клапанами.

2.5.10. Наливная система должна быть оборудована устройствами защиты от гидравлического удара.

2.5.11. Для предупреждения опасных проявлений статического электричества скорость движения нефтепродукта в трубопроводе в начальной стадии заполнения танкера устанавливается проектной организацией.

2.5.12. Нефтепричалы должны быть оборудованы устройствами заземления.

2.5.13. Грузовые и вспомогательные операции могут быть начаты только после окончания работ по заземлению корпуса судна и соответствующих трубопроводов.

2.5.14. Во время грозы и сильного ветра запрещается проведение сливоналивных операций ЛВЖ.

2.6. Резервуарные парки

2.6.1. Виды и способы хранения нефти и нефтепродуктов должны соответствовать установленным требованиям к маркировке, упаковке, транспортированию и хранению. Для вновь строящихся и реконструируемых нефтебаз запрещается хранение нефти и нефтепродуктов в заглубленных и подземных резервуарах.

2.6.2. Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от вместимости резервуарных парков и вместимости отдельных резервуаров категорируются в соответствии с требованиями действующих строительных норм и правил.

2.6.3. Конструкция вертикальных стальных резервуаров должна соответствовать установленным требованиям к устройству вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

Для хранения ПВКЖ предусматриваются горизонтальные резервуары и бочки, изготовленные из стали (предпочтительно нержавеющей), без внутреннего оцинкованного или лакокрасочного покрытия.

Не допускается хранение ПВКЖ в емкостях, изготовленных из алюминия и его сплавов.

2.6.4. Допускается в обоснованных случаях применять стальные резервуары с защитной стенкой (типа «стакан в стакане»). При этом должен быть обеспечен контроль наличия утечек продукта в межстенное пространство. Такой контроль может осуществляться по прямому (утечкам) или косвенному параметрам (загазованности). При обнаружении нарушения герметичности основного резервуара необходимо вывести его из эксплуатации.

2.6.5. Для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефти и нефтепродуктов стальные вертикальные резервуары, в зависимости от свойств хранимого продукта, должны быть оснащены техническими устройствами, основными из которых являются:

Полный комплект устанавливаемых на резервуаре устройств и оборудования и схема их расположения определяются в проектной документации.

2.6.6. Расходные резервуары для авиатоплива должны быть оборудованы плавающими устройствами (ПУВ) для верхнего забора топлива.

Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах с плавающей крышей.

2.6.7. Конструкция резервуара и устанавливаемое на нем оборудование, арматура и приборы должны обеспечивать безопасную эксплуатацию резервуаров при:

2.6.8. Каждый резервуар изготавливается в соответствии с проектом. На каждый резервуар составляется паспорт. На корпус резервуара наносится номер, обозначенный в его паспорте.

2.6.9. Скорость наполнения (опорожнения) резервуаров не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных устройств.

2.6.10. Максимальная производительность наполнения (опорожнения) для резервуаров с плавающей крышей или понтоном ограничивается допустимой скоростью движения понтона (плавающей крыши), которая не должна превышать для резервуаров емкостью до 700 м - 3,3 м/ч, для резервуаров емкостью свыше 700 м - 6 м/ч. При этом скорость понтона при сдвиге не должна превышать 2,5 м/ч.

2.6.11. Поддержание давления в резервуарах должно осуществляться при помощи дыхательной и предохранительной арматуры. Дыхательная арматура должна выбираться в зависимости от типа резервуара и хранимого продукта.

2.6.12. При установке на резервуарах гидравлических клапанов последние должны быть заполнены трудно испаряющейся, некристаллизующейся, неполимеризующейся и незамерзающей жидкостью.

2.6.13. Дыхательные клапаны должны быть непримерзающими.

2.6.14. На резервуарах, оборудованных дыхательными клапанами, должны устанавливаться предохранительные клапаны равнозначной пропускной способности. Дыхательные и предохранительные клапаны устанавливаются на самостоятельных патрубках.

2.6.15. Материал уплотнителей (затворов) понтонов и плавающих крыш должен выбираться с учетом свойств хранимого продукта и удовлетворять требованиям, регламентированным проектом: долговечности, морозоустойчивости, теплостойкости, проницаемости парами хранимого продукта, воспламеняемости.

2.6.16. Трубопроводная обвязка резервуаров и насосной должна обеспечивать возможность перекачки продуктов из одного резервуара в другой в случае аварийной ситуации. Резервуары ЛВЖ и ГЖ для освобождения их в аварийных случаях от хранимых продуктов оснащаются быстродействующей запорной арматурой с дистанционным управлением из мест, доступных для обслуживания в аварийных условиях. Время срабатывания определяется условиями технологического процесса и требованиями, обеспечивающими безопасность работ.

2.6.17. Для исключения загазованности, сокращения потерь нефтепродуктов, предотвращения загрязнения окружающей среды группы резервуаров со стационарными крышами без понтонов оборудуются газоуравнительными системами или «азотной подушкой». При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой запрещается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными бензинами.

2.6.18. При оснащении резервуаров газоуравнительной системой следует предусматривать средства дистанционного отключения каждого резервуара от этой системы в случае его аварийного состояния (для предотвращения распространения аварийной ситуации по газоуравнительной системе).

2.6.19. При хранении нефтепродуктов под «азотной подушкой» в группах резервуаров последние должны быть оборудованы общей газоуравнительной линией со сбросом через гидрозатвор в атмосферу через «свечу» при «малых» дыханиях и при наполнении резервуаров.

2.6.20. Свеча для сброса паров нефтепродуктов должна располагаться снаружи обвалования или ограждающей стены на расстоянии не менее 5 м от них с подветренной стороны по отношению к зданиям и сооружениям нефтебазы, непосредственно не относящимся к резервуарному парку. Высота свечи должна быть не менее 30 м.

2.6.21. Резервуары с нефтью и нефтепродуктами должны быть оснащены средствами контроля и автоматизации в соответствии с требованиями нормативных документов.

2.6.22. Для удаления подтоварной воды из вертикальных цилиндрических резервуаров, предназначенных для хранения нефтепродуктов, должна быть выполнена система дренирования подтоварной воды.

2.6.23. В целях предотвращения перегрузки системы дренирования при автоматическом сбросе подтоварной воды должна быть выполнена блокировка, исключающая одновременный сброс в нее из нескольких резервуаров.

2.6.24. Резервуары с нефтью и нефтепродуктами должны быть оборудованы пробоотборниками, расположенными внизу. Ручной отбор проб через люк на крыше резервуара не допускается.

2.6.25. Устройство систем измерения уровня и отбора проб должно обеспечивать возможность проверки их работоспособности без демонтажа и освобождения резервуара от продукта.

2.6.26. Контроль уровня нефтепродуктов в резервуарах должен осуществляться контрольно-измерительными приборами.

2.6.27. Резервуарные парки хранения нефти и нефтепродуктов должны оснащаться датчиками сигнализаторов довзрывных концентраций (ДВК), срабатывающими при достижении концентрации паров нефтепродукта 20 % нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПР).

Число и порядок размещения датчиков сигнализаторов ДВК должны определяться видом хранящихся продуктов (ЛВЖ, ГЖ), условиями их хранения, объемом единичных емкостей резервуаров и порядком их размещения в составе склада (парка).

2.6.28. Датчики ДВК должны устанавливаться по периметру обвалования складов (парков) с внутренней стороны на высоте 1,0-1,5 м от планировочной отметки поверхности земли.

2.6.29. Расстояние между датчиками сигнализаторов не должно превышать 20 м при условии радиуса действия датчика не более 10 м.

При смежном расположении групп емкостей и резервуаров или отдельных резервуаров в собственном обваловании (ограждении) установка датчиков сигнализаторов по смежному (общему для двух групп) обвалованию (ограждению) не требуется.

2.6.30. Датчики ДВК должны устанавливаться в районе узла запорно-регулирующей арматуры склада (парка), расположенного за пределами обвалования. Количество датчиков сигнализаторов должно выбираться в зависимости от площади, занимаемой узлом, с учетом допустимого расстояния между датчиками не более 20 м, но не менее двух датчиков. Датчики сигнализаторов НПВ следует располагать противоположно по периметру площадки узла на высоте 0,5-1,0 м от планировочной отметки земли.

2.6.31. Для хранения мазута используются железобетонные и металлические горизонтальные и вертикальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей. Допускается установка электрифицированной арматуры на трубопроводах в пределах обвалования этих резервуаров.

2.6.32. Оборудование, устанавливаемое на типовом резервуаре, должно соответствовать данному типу резервуара. Применение другого оборудования допускается при согласовании с разработчиком проекта.

2.6.33. При хранении высоковязких и застывающих нефтепродуктов следует предусматривать их подогрев. Выбор вида теплоносителя осуществляется проектной организацией в зависимости от вида хранимого или перекачиваемого продукта, его физико-химических свойств и показателей взрывопожароопасности, климатических условий, типа резервуаров для хранения.

2.6.34. Разогрев мазута в резервуарах следует принимать, как правило, циркуляционным. Допускается применение местных паровых разогревающих устройств (регистров, змеевиков), устанавливаемых в районе забора мазута (всаса). При расположении внутри резервуара парового разогревающего устройства снаружи резервуара должны быть предусмотрены штуцеры для дренажа и воздушника с запорными устройствами для дренирования конденсата при необходимости.

2.6.35. Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов в закрытом тигле не менее чем на 15 °С и не превышать 90 °С. Температура подогреваемого в резервуаре нефтепродукта должна постоянно контролироваться с регистрацией показаний в помещении управления (операторной).

2.6.36. При подогреве нефтепродукта с помощью пароподогревателей давление насыщенного пара не должно превышать 0,4 МПа (4 кгс/см).

2.6.37. Подвод трубопроводов пара и конденсатопроводов должен осуществляться в соответствии с требованиями нормативных документов по тепловым сетям и устройству и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

2.6.38. Подогреватели следует выполнять из стальных бесшовных труб.

2.6.39. При хранении в резервуарах нефти, мазута для предотвращения накопления осадков следует предусматривать систему размыва.

2.6.40. Установка электрооборудования и прокладка электрокабельных линий внутри обвалования резервуаров не допускается, за исключением выполненных взрывозащищенными системы электроподогрева, устройств для контроля и автоматики, а также приборов местного освещения. При соответствующем обосновании допускается установка мешалок с электроприводом во взрывозащищенном исполнении.

2.6.41. Запорное устройство, устанавливаемое непосредственно у резервуара, должно быть с ручным приводом и дублироваться электроприводными задвижками, установленными вне обвалования.

2.6.42. Общее освещение резервуарных парков должно осуществляться прожекторами. Прожекторные мачты устанавливаются на расстоянии не менее 10 м от резервуаров, но во всех случаях вне обвалования или ограждающих стен.

2.6.43. Для обеспечения электростатической безопасности нефтепродукты должны заливаться в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности).

При заполнении порожнего резервуара нефть (нефтепродукты) должна подаваться со скоростью не более 1 м/с до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши).

2.6.44. Каждая эксплуатирующая организация должна иметь инструкцию по эксплуатации и техническому надзору, методам ревизии и отбраковки резервуаров.

2.7. Складские помещения (тарные хранилища) и отпуск нефтепродуктов в тару

2.7.1. Размещение тарных хранилищ и общие требования к ним должны соответствовать требованиям по противопожарным нормам складов нефти и нефтепродуктов.

2.7.2. Виды тары для хранения, требования к ее подготовке, заполнению и маркировке, условиям хранения, а также требования безопасности при заполнении (упаковывании), хранении должны соответствовать требованиям по маркировке, упаковке, транспортированию и хранению.

2.7.3. Хранение нефтепродуктов в таре осуществляют в специально оборудованных зданиях или под навесами. Допускается хранение нефтепродуктов в таре (кроме ЛВЖ) на открытых площадках при отрицательной температуре в течение не более одного месяца.

2.7.4. Синтетическую рабочую жидкость типа НГЖ (незамерзающая гидравлическая жидкость), предназначенную для гидросистем и стоек шасси воздушного судна, следует хранить в закрытых складах ГСМ в бидонах из белой жести, герметически закрытых и опломбированных. Хранение НГЖ на открытых площадках складов ГСМ не допускается.

2.7.5. Не допускается совместное хранение ЛВЖ в одном помещении с другими веществами, которые могут образовывать с ними взрывоопасные смеси.

2.7.6. Складские помещения для нефтепродуктов в таре допускается объединять в одном здании с разливочными и расфасовочными, а также с насосными и другими помещениями при условии обеспечения противопожарных норм.

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

Дверные проемы в стенах складских зданий для нефтепродуктов в таре должны иметь размеры, обеспечивающие безопасный проезд средств механизации.

2.7.8. Складские помещения для хранения нефтепродуктов в таре должны быть оснащены:

2.7.9. Полы в складских зданиях для хранения нефтепродуктов в таре должны быть выполнены из несгораемых и невпитывающих нефтепродукты материалов, а при хранении ЛВЖ - из материалов, исключающих искрообразование. Поверхность пола должна быть гладкой с уклоном для стока жидкости в приямки.

Полы разливочных, выполненные из неэлектропроводных материалов, должны быть закрыты заземляющими металлическими листами, на которые устанавливают тару (металлическую) при заполнении. Допускается осуществлять заземление бочек, бидонов и других передвижных емкостей путем присоединения их к заземляющему устройству медным тросиком с наконечником под болт.

2.7.10. Площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны быть с твердым покрытием и уклоном для стока воды. По периметру площадок должны предусматриваться замкнутое обвалование или ограждающая стенка из негорючих материалов высотой 0,5 м.

2.7.11. В тарных хранилищах запрещается расфасовывать нефтепродукты, хранить упаковочные материалы, пустую тару и другие посторонние предметы. Вокруг тарного хозяйства необходимо иметь отмостки и водоотводные каналы с уклоном для стока воды. Водоотводные потоки, трубы, отмостки должны содержаться исправными и периодически очищаться.

2.7.12. Затаривание и расфасовка нефтепродуктов (масла, смазки) в бочки и мелкую тару должны осуществляться в разливочных и расфасовочных помещениях. Разливочные и расфасовочные помещения должны размещаться в зданиях или на площадках под навесом в зависимости от климатических условий и видов продукции. Помещения разлива должны быть одноэтажными. В зависимости от вида и объема разливаемой продукции помещение рекомендуется делить на изолированные секции.

2.7.13. Электрооборудование, электропроводка в помещениях разливочных и расфасовочных должны соответствовать требованиям взрывобезопасности.

2.7.14. Разливочные и расфасовочные помещения рекомендуется оснащать автоматизированными устройствами для отпуска, затаривания и определения количества нефтепродуктов, средствами механизации погрузочных работ, сборниками утечек, средствами автоматического прекращения налива.

2.7.15. Разлив в мелкую тару жидкой продукции должен, как правило, осуществляться на автоматических установках и автоматических линиях, обеспечивающих герметичный налив и исключающий перелив продукции.

2.7.16. Мерные устройства, а также фасовочные агрегаты (камеры) разлива в тару жидкой продукции необходимо оборудовать местными отсосами.

2.7.17. При наливе ЛВЖ в металлические бочки патрубок наливного шланга должен доставать до дна. Патрубок, шланг и бочка должны быть заземлены.

2.7.18. Запрещается производить налив ЛВЖ и ГЖ в бочки, установленные непосредственно на автомашинах.

2.7.19. Подключение раздаточных, расфасовочных устройств к основным трубопроводам следует производить посредством запорной арматуры с дистанционным и местным управлением.

2.7.20. Перед помещением разливочной следует размещать погрузочно-разгрузочные площадки (пандусы), оборудованные средствами механизации.

2.7.21. Раздаточные резервуары единичной вместимостью до 25 м включительно при общей вместимости до 200 м, в зависимости от вида отпускаемых нефтепродуктов, допускается размещать в помещении разливочной:

Раздаточные резервуары, предназначенные для подогрева и отпуска масел, разрешается размещать так, чтобы торцы их располагались в помещении разливочной.

2.7.22. Для проектируемых и реконструируемых хранилищ размещение резервуаров для масел в подвальных помещениях запрещается.

2.7.23. Все технологические операции по приему, хранению и разливу нефтепродуктов в тару должны проводиться в соответствии с требованиями утвержденных технологических регламентов (инструкций) и настоящих Правил.

2.8. Технологические трубопроводы

2.8.1. К технологическим трубопроводам относятся трубопроводы в пределах нефтебаз и складов нефтепродуктов, по которым транспортируются нефть и нефтепродукты, масла, реагенты, пар, вода, топливо, обеспечивающие ведение технологического процесса и эксплуатацию оборудования, а также нефтепродуктопроводы, по которым производится отпуск нефтепродуктов близлежащим организациям, находящиеся на балансе нефтебаз (между нефтебазой и НПЗ, наливными причалами, отдельно стоящими железнодорожными и автоэстакадами и др.).

2.8.2. Устройство и эксплуатация технологических трубопроводов в составе нефтебаз и складов нефтепродуктов осуществляются в соответствии с требованиями по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов, устройству и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

2.8.3. Организации, осуществляющие эксплуатацию технологических трубопроводов (нефтебазы, склады нефтепродуктов), несут ответственность за правильную и безопасную эксплуатацию трубопроводов, контроль за их работой, своевременное и качественное проведение ревизии и ремонта.

2.8.4. Проектной организацией должны быть определены расчетный срок службы, категории и группы трубопроводов.

2.8.5. Для транспортирования нефти и нефтепродуктов должны применяться только стальные технологические трубопроводы. Применение труб из стекла и других хрупких материалов, а также из сгораемых и трудносгораемых материалов (фторопласт, полиэтилен, винипласт и др.) не допускается.

2.8.6. Трубопроводы для складов ГСМ авиапредприятий должны изготавливаться из низкоуглеродистой стали и иметь внутреннее антикоррозионное покрытие, нанесенное в заводских условиях. Эти трубопроводы также должны иметь наружное антикоррозионное покрытие, а при подземной прокладке - катодную защиту от блуждающих токов.

2.8.7. Трубопроводы для ПВКЖ должны выполняться только из нержавеющей стали.

2.8.8. Не допускается применение в конструкциях трубопроводов авиатопливообеспечения материалов из медных и кадмиевых сплавов и оцинкованной стали.

2.8.9. В зависимости от коррозионной активности перекачиваемого нефтепродукта и расчетного срока эксплуатации толщину стенки трубопровода следует определять с поправкой на коррозионный износ.

2.8.10. Технологические трубопроводы с нефтью и нефтепродуктами, прокладываемые на территории нефтебаз, должны быть надземными на несгораемых конструкциях, эстакадах, стойках и опорах.

2.8.11. Надземные технологические трубопроводы, прокладываемые на отдельных опорах, эстакадах, следует размещать на расстоянии не менее 3 м от стен зданий с проемами и не менее 0,5 м от стен зданий без проемов.

2.8.12. Технологические трубопроводы должны выполняться из электросварных и бесшовных труб, в том числе с антикоррозионным покрытием. Выбор материалов труб и способа изготовления должен приниматься в зависимости от свойств перекачиваемой среды и рабочих параметров.

2.8.13. Соединения трубопроводов между собой должны выполняться сварными. При перекачке по трубопроводам застывающих нефтепродуктов, а также в местах установки арматуры и технологического оборудования допускается применять фланцевые соединения с прокладками из несгораемых материалов.

2.8.14. На технологических трубопроводах большого диаметра и большой протяженности при возможности повышения давления при нагреве от различных источников энергии (солнечная радиация и др.) должны устанавливаться предохранительные клапаны, сбросы от которых должны направляться в закрытые системы (дренажные или аварийные емкости).

2.8.15. Необходимость в установке предохранительных клапанов, их диаметр и пропускная способность определяются проектной организацией.

2.8.16. На технологических трубопроводах не должно быть тупиковых участков, застойных зон. В самых низких точках трубопроводов должны быть выполнены дренажные устройства с запорной арматурой.

2.8.17. Прокладка трубопроводов для нефти и нефтепродуктов должна производиться с уклоном для возможности их опорожнения при остановках, при этом уклоны для трубопроводов следует принимать не менее:

2.8.18. Подвод инертного газа или пара для продувки трубопроводов должен производиться в начальных и конечных точках трубопровода. Для этого должны быть предусмотрены штуцеры с арматурой и заглушкой.

2.8.19. Трубопроводы для перекачки вязких продуктов должны иметь наружный обогрев. В качестве теплоносителей могут быть использованы пар, промтеплофикационная вода и электрообогрев. В случае применения электрообогрева с помощью ленточных нагревателей последние должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении.

2.8.20. На вводах технологических трубопроводов нефти и нефтепродуктов к объектам (резервуарным паркам, насосным, ж.-д. и автоэстакадам, причальным сооружениям) должна устанавливаться запорная арматура. Управление приводами запорной арматуры следует принимать дистанционным из операторной и ручным по месту установки.

2.8.21. Узлы задвижек следует располагать вне обвалования (ограждающей стенки) групп или отдельно стоящих резервуаров, кроме задвижек, установленных в соответствии с п.2.6.41.

2.8.22. На обвязочных трубопроводах установка и расположение запорной арматуры должны обеспечивать возможность перекачки нефтепродукта из резервуара в резервуар в случае аварийной ситуации.

2.8.23. В технологических схемах мазутных хозяйств должны применяться стальные бесшовные и электросварные прямошовные трубы, изготовленные из спокойных углеродистых и низколегированных сталей.

2.8.24. Допускается применение импортных труб, поставляемых в комплекте с теплоэнергетическими агрегатами и технологическими линиями, имеющих сертификат соответствия и разрешение на их применение, оформленное в установленном порядке.

2.8.25. Для компенсации температурных деформаций трубопроводов в мазутных хозяйствах следует использовать самокомпенсацию за счет поворотов и изгибов трассы или предусматривать установку специальных компенсирующих устройств (П-образных компенсаторов).

2.8.26. Применение сальниковых, линзовых и волнистых компенсаторов в системах мазутного хозяйства не допускается.

2.8.27. На всех мазутопроводах, паропроводах и конденсатопроводах мазутных хозяйств тепловых электростанций должна применятся только стальная арматура. Не допускается применение арматуры из ковкого и серого чугуна и цветных металлов.

2.8.28. Запорная арматура, устанавливаемая на продуктовых трубопроводах, должна быть выполнена в соответствии с установленными требованиями к классу герметичности затворов трубопроводной запорной арматуры.

2.8.29. Запорная арматура, установленная на трубопроводах с условным диаметром более 400 мм, должна иметь механический привод (электро-, пневмо- и гидроспособами действия).

2.8.30. Арматуру массой более 500 кг следует располагать на горизонтальных участках, при этом предусматривать вертикальные опоры.

2.8.31. Конструкция уплотнений, сальниковые набивки, материалы прокладок и монтаж фланцевых соединений должны обеспечивать необходимую степень герметичности в течение межремонтного периода эксплуатации технологической системы.

2.8.32. Капитальный ремонт электроприводов арматуры во взрывозащищенном исполнении должен производиться в специализированных организациях.

2.8.33. Прокладка сборных коллекторов в пределах обвалования группы резервуаров с единичной емкостью более 1000 м не разрешается. Указанное ограничение не распространяется на случаи, когда обеспечивается возможность тушения каждого резервуара пеноподъемниками, установленными на передвижной пожарной технике для резервуаров единичной емкостью 3000 м и менее.

2.9. Насосные установки и станции

2.9.1. Под понятием насосной установки следует понимать один насос или группу насосов с числом менее или равным трем, которые удалены друг от друга на расстояние не более 3 м. Насосные установки (станции) нефти и нефтепродуктов могут быть закрытыми (в зданиях) и открытыми (под навесами).

2.9.2. В открытых насосных станциях, расположенных под навесами, площадь устраиваемых в них боковых ограждений должна составлять не более 50 % общей площади закрываемой стороны (считая по высоте от пола до выступающей части перекрытия или покрытия насосной).

Защитные боковые ограждения открытых насосных должны быть несгораемыми и по условиям естественной вентиляции не доходить до пола и покрытия (перекрытия) насосной не менее чем на 0,3 м.

2.9.3. Система защиты насосов и материальное исполнение насоса и его деталей должны обеспечивать безопасную эксплуатацию на весь срок службы.

Для перекачивания (нагнетания) легковоспламеняющихся жидкостей применяются центробежные бессальниковые насосы с двойным торцевым, а в обоснованных случаях - с одинарным торцевым и дополнительным уплотнением.

В качестве затворной жидкости должны использоваться негорючие или нейтральные к перекачиваемой среде жидкости. Не допускается применение поршневых насосов в системах централизованной заправки самолетов (ЦЗС) в аэропортах.

При контейнерной поставке для складов ГСМ авиапредприятий зарубежных аналогов противообледенительной жидкости должны быть применены насосные агрегаты, тип которых выбирается в зависимости от технических характеристик поставляемой жидкости и необходимости сохранения ее физико-химических свойств при перекачке.

2.9.4. На нагнетательном трубопроводе должна быть предусмотрена установка обратного клапана для предотвращения перемещения транспортируемых веществ обратным ходом.

2.9.5. Ограничение максимальной скорости налива ЛВЖ и ГЖ до безопасных пределов должно обеспечиваться перепуском части нефтепродукта во всасывающий трубопровод насоса.

2.9.6. Насосы оснащаются системами сигнализации и блокировок, обеспечивающими их безопасную эксплуатацию в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей по техническому обслуживанию и эксплуатации, нормативно-технической документацией.

2.9.7. Насосы, перекачивающие нефть и нефтепродукты, независимо от места их установки должны иметь местное и дистанционное управления.

2.9.8. На линиях всасывания и нагнетания насосов должны предусматриваться запорные или отсекающие устройства, как правило, с дистанционным управлением. Обустройство дистанционного отключения участков трубопроводов принимается проектной организацией в каждом конкретном случае в зависимости от диаметра и протяженности трубопровода, характеристики транспортируемой среды.

2.9.9. Для вновь проектируемых и реконструируемых нефтебаз должен быть обеспечен мониторинг за работой насосного оборудования, в том числе за уровнем вибрации.

2.9.10. Пускать в работу и эксплуатировать центробежные насосы при отсутствии ограждения на подвижных частях запрещается.

2.9.11. Запрещается эксплуатация насоса с неисправными манометрами.

2.9.12. В насосных станциях полы должны быть выполнены из негорючих и стойких к воздействию нефтепродуктов материалов. В полах должны располагаться дренажные лотки. Лотки должны быть надлежащим образом закрыты, их дно и стенки должны быть непроницаемыми для воды и нефтепродуктов. Лотки должны быть соединены с канализацией через гидрозатворы и иметь постоянный уклон в ее сторону. Насосные станции должны быть оборудованы системой горячего водоснабжения с температурой воды не более 60 °С.

2.9.13. В открытых насосных станциях должен быть предусмотрен обогрев полов. Устройства, обогревающие пол, должны обеспечивать на поверхности пола насосной температуру не ниже 5 °С при расчетной средней температуре наиболее холодной пятидневки.

2.9.14. Размещение насосных следует выполнять в соответствии с требованиями строительных норм и правил и соблюдением противопожарных норм для складов нефти и нефтепродуктов. Насосы и трубопроводы в насосных должны быть расположены так, чтобы было удобно производить их обслуживание, ремонт и осмотр.

2.9.15. Для проектируемых и реконструируемых нефтебаз запрещается строительство заглубленных насосных станций.

2.9.16. Установка насосов, перекачивающих высоковязкие, обводненные или застывающие при температуре наружного воздуха продукты на открытых площадках, должна быть выполнена с соблюдением условий, обеспечивающих непрерывность работы, теплоизоляцию или обогрев насосов и трубопроводов, наличия систем продувки или промывки насосов и трубопроводов.

2.9.17. Подача мазута в котельные отделения должна производиться центробежными насосами. В системе мазутного хозяйства теплоэлектростанций допускается применение винтовых, ротационных и поршневых насосов.

2.9.18. Двухступенчатая схема подачи мазута на сжигание должна предусматривать возможность работы любого насоса 1 ступени, подогревателя, фильтра тонкой очистки с любым насосом 2 ступени.

2.9.19. На трубопроводах дренажей и воздушников от мазутопроводов системы мазутного хозяйства теплоэлектростанций с рабочим давлением 2,5 МПа и более следует предусматривать установку двух запорных устройств, расположенных последовательно.

2.9.20. Подогреватели мазута должны размещаться вне помещений - на открытых бетонированных площадках, имеющих уклон в стороны колодцев (трапов) для сбора ливневых вод, и оборудоваться стационарной кран-балкой.

2.9.21. Корпуса насосов, перекачивающих ЛВЖ и ГЖ, должны быть заземлены независимо от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосами.

2.9.22. В насосных станциях для контроля загазованности по предельно допустимой концентрации и нижнему концентрационному пределу взрываемости должны устанавливаться средства автоматического газового анализа с сигнализацией, срабатывающей при достижении предельно допустимых величин. Все случаи загазованности должны фиксироваться приборами.

Места установки и количество датчиков или пробоотборных устройств определяются в проекте.

2.9.23. В помещении насосной должна быть обеспечена исправная и постоянно действующая работа вентиляционных устройств. При неисправности и выключенной вентиляции работа насосов не допускается.

2.9.24. Помещения насосной должны быть оборудованы грузоподъемными устройствами для ремонта оборудования, электрооборудование которых по исполнению должно соответствовать категории и группе взрывоопасной смеси и классу взрывоопасной зоны в соответствии с требованиями устройства электроустановок.

2.9.25. Каждый насосный агрегат должен иметь паспорт, в который заносятся все сведения по ремонту и замене комплектующих частей. В документации агрегата должен быть указан расчетный срок эксплуатации.

2.9.26. Монтаж, наладку и испытания насосов следует производить согласно проекту и инструкции завода)изготовителя.

2.10. Системы улавливания паров

2.10.1. Для проектируемых и реконструируемых объектов по приему, хранению и отгрузке светлых нефтепродуктов с упругостью паров выше 500 мм рт. ст. в составе резервуарных парков, сливоналивных железнодорожных и автомобильных эстакад рекомендуется предусматривать стационарные установки организованного сбора и утилизации парогазовой фазы.

2.10.2. Компоновка основного оборудования улавливания паров должна предусматривать блочно-модульный метод монтажа. Оборудование может размещаться в непосредственной близости от объектов (резервуарных парков, ж.-д. и автоэстакад) в зданиях или на открытых площадках под навесом, вне обвалования резервуарных парков и ж.-д. эстакад и площадок автоэстакад.

Электрооборудование и приборы управления, непосредственно не связанные с основным оборудованием, должны размещаться вне взрывоопасной зоны.

2.10.3. Для защиты аппаратов системы улавливания паров от превышения давления при необходимости должны быть предусмотрены предохранительные устройства. Выбор и расчет устройств производится в соответствии с установленными требованиями к устройству сосудов, работающих под давлением.

2.10.4. При использовании в составе установки абсорбера по поглощению паров должен быть предусмотрен дублирующий аппарат, включающийся в работу при снижении эффективности по улавливанию, определяемой по повышению температуры в системе или понижению давления.

2.10.5. Устройство резервуара для сбора выделяющихся паров должно обеспечивать возможность изменения объема паров при их закачке и откачке.

2.10.6. Резервуар для сбора паров должен быть оборудован предохранительным клапаном, огнепреградителем, приборами контроля и противоаварийной защиты.

2.10.7. При использовании в системе сбора вакуумного жидкостно-кольцевого насоса последний должен соответствовать требованиям стандарта к безопасному устройству и эксплуатации компрессоров и вакуумных жидкостно-кольцевых насосов. Жидкость с линии нагнетания и из уплотнений должна направляться обратно в систему сбора.

2.10.8. Оборудование и трубопроводы, применяемые в установке по улавливанию паров с системой захолаживания, должны соответствовать требованиям к устройству и безопасной эксплуатации холодильных систем.

2.10.9. Исполнение по взрывозащите электрооборудования, входящего в состав системы улавливания и размещаемого во взрывоопасной зоне, должно соответствовать категории и группе взрывоопасной смеси и классу взрывоопасной зоны.

2.10.10. При применении сепаратора на установке улавливания должна быть выполнена система автоматической откачки конденсата с направлением последнего в специальную сборную емкость.

2.11. Регенерация отработанных нефтепродуктов

2.11.1. Для рационального использования отработанных нефтепродуктов и снижения отрицательного воздействия их на окружающую среду могут быть предусмотрены установки регенерации.

2.11.2. Кратность воздухообмена при вентилировании установок регенерации должна составлять 12 воздухообменов в час.

2.11.3. Содержание паров масел в воздухе помещений установок регенерации должно составлять не более 5,0 мг/м.

2.11.5. Разогрев отработанных нефтепродуктов, поступающих в бочках, допускается производить паром с давлением не выше 0,05-0,1МПа.

2.11.6. Перекачка отработанных и регенерированных масел должна осуществляться отдельными насосами.

2.11.7. Отходы, образующиеся на регенерационных установках (фильтровальные материалы, реагенты и пр.), должны удаляться в соответствии с санитарными правилами о порядке накопления, транспортировки, обезвреживания и захоронения токсичных промышленных отходов.

2.11.8. При подготовке к ремонту установок по регенерации отработанных нефтепродуктов оборудование должно быть очищено от продукта, обезврежено от кислоты, щелочи и прочих вредных веществ и при необходимости промыто, продуто паром или инертным газом.

2.11.9. Безопасность при эксплуатации установок регенерации отработанных нефтепродуктов должна соблюдаться в соответствии с технической документацией на установку, оборудование и настоящими Правилами.

В этом же разделе:

  Яндекс.Метрика