ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

«ПРАВИЛА ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ СКЛАДОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ»

I. Общие положения

1.1. Настоящие Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов» (далее - Правила) устанавливают требования, соблюдение которых направлено на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий, несчастных случаев на опасных производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов.

1.2. Правила разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21.07.97 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, № 30, ст. 3588; 2000, № 33, ст. 3348; 2003, № 2, ст. 167; 2004, № 35, ст. 3607; 2005, № 19, ст. 1752; 2006, № 52, ст. 5498; 2009, № 1, ст. 17; 2009, № 1, ст. 21; № 52, ст. 6450; 2010, № 30, ст. 4002; 2010 № 31, ст. 4196; 2011 № 27, ст. 3880; 2011 № 30, ст. 4590; 2011 № 30, ст. 4591, ст. 4596);

Федеральным законом от 22.07.2008 № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, № 30 (ч. 1), ст. 3579);

Положением о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 № 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 32, ст. 3348; 2006, № 5, ст. 544; 2006 № 23, ст. 2527; 2006, № 52, ст. 5587; 2008, № 22, ст. 2581; 2008, № 46, ст. 5337; 2009, № 6, ст. 738; 209, № 33, ст. 4081; 2009, № 49, ст. 5976; 2010, № 9, ст. 960; 2010, № 26, ст. 3350; 2010, № 38, ст. 4835; 2011 № 6, ст. 888; 2011 № 14, ст. 1935; 2011 № 41, ст. 5750).

1.3. Правила распространяются на действующие, реконструируемые, проектируемые, строящиеся и законсервированные опасные производственные объекты - склады нефти и нефтепродуктов.

Склады нефти и нефтепродуктов включают в себя комплекс зданий, резервуаров и других сооружений, предназначенных для приема, хранения и выдачи нефти и нефтепродуктов. К складам нефти и нефтепродуктов относятся нефтебазы, а также резервуарные парки и наливные станции магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, товарно-сырьевые парки центральных пунктов сбора нефтяных месторождений, нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий, склады нефтепродуктов, входящие в состав промышленных предприятий и организаций.

1.4. Правила не распространяются на склады нефти и нефтепродуктов, имеющими упругость паров выше 93, 3 килопаскаля (сжиженные углеводородные газы (СУГ), сжиженный природный газ (СПГ), широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ)).

1.5. Для опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов (далее – ОПО) I, II и III классов опасности, указанных в пункте 3 Правил, должны быть разработаны и утверждены планы мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий (далее – ПМЛА) в порядке, установленном Положением о разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 26 августа 2013 г. № 730 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2013, № 35, ст. 4516).

1.6. Для предотвращения распространения разлива нефти и нефтепродуктов за пределы территории опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов должны быть разработаны планы по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов (далее – ПЛРН) в соответствии с Правилами организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 15 апреля 2002 г. № 240 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, № 16, ст. 1569), и Основными требованиями к разработке планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 21 августа 2000 г. № 613 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, № 35, ст. 3582. Российская газета, № 170, 1.09.2000).

II. Требования к обеспечению безопасной эксплуатации

Складов нефти и нефтепродуктов.

Линейные отводы

От магистральных нефтепродуктопроводов

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

2.1.2. Отводы (узлы приема) должны соответствовать требованиям технических регламентов, государственных стандартов, сводов правил и норм технологического проектирования магистральных нефтепродуктопроводов.

2.1.3. Класс герметичности запорной арматуры (задвижек) на нулевом километре отвода (начальная точка отвода), концевых задвижек отвода, технологических задвижек у резервуаров потребителей устанавливается в проектной документации не ниже класса герметичности затворов «А».

2.1.4. Узел подключения концевых задвижек отводов к технологическим трубопроводам потребителя должен быть огражден и обустроен:

двумя стальными отсекающими задвижками на отводе;

камерой отбора проб с пробоотборником;

системой канализации с емкостью для слива отбираемых проб;

манометрами, приборами учета и контроля качества нефтепродуктов.

2.1.5. На технологических трубопроводах от концевых задвижек отвода до приемных резервуаров потребителя не должно быть тупиковых ответвлений, врезок, перемычек. Технологические трубопроводы не должны проходить через узлы задвижек на манифольдах, эстакадах, насосных.

2.1.6. Во избежание гидроударов задвижки на отводе необходимо открывать в следующей последовательности: сначала открываются концевые задвижки отвода, после получения информации об открытии концевых задвижек открываются задвижки на нулевом километре отвода.

2.1.7. После каждой закачки продукта потребителю следует произвести обход трассы, результаты осмотра внести в журнал обхода трассы отвода.

2.1.8. Действия персонала при авариях должны соответствовать разработанным и утвержденным в установленном порядке ПМЛА и ПЛРН.

Сливоналивные причалы

2.4.1. Сливоналивные причалы для осуществления операций с нефтью и нефтепродуктами должны быть обустроены в соответствии с нормами технологического проектирования морских и речных портов и требованиями в области промышленной безопасности.

2.4.2. Сливоналивные причалы для осуществления операций с нефтью и нефтепродуктами должны быть оборудованы швартовными устройствами быстроотдающегося типа для срочного отхода танкера в аварийных случаях. Швартовное оборудование должно соответствовать размерам судов, швартующихся к причалам терминала.

2.4.3. Сливоналивные причалы для осуществления операций с нефтью и нефтепродуктами должны быть оборудованы отбойными устройствами, исключающими искрообразование и повреждение корпуса при соприкосновении с судном.

2.4.4. При погрузке судна для контроля за перекачкой нефти и нефтепродукта по трубопроводу у насосной станции и у стендеров должны быть установлены приборы, контролирующие процесс перекачки. Показания приборов должны быть выведены в операторную.

Параметры контроля процесса перекачки устанавливаются в проектной документации.

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

Стендеры должны иметь приводные муфты аварийного разъединения (далее - ПМАР), предназначенные для быстрого отсоединения грузового стендера в случае аварии или в том случае, когда он выйдет за пределы его рабочей зоны действия

2.4.6. Для предотвращения пролива нефтепродуктов стендеры должны иметь систему аварийного разъединения (САР) срабатывающую следующими способами:

автоматически, когда стендер достигает обусловленного граничного положения;

дистанционно с учетом нажатия кнопки на центральном пульте управления;

вручную посредством управления гидравлическими клапанами, в случае прекращения подачи электроэнергии на терминал.

Клапаны САР, встроенные в верхнюю и нижнюю части ПМАР, должны быть гидравлически или механически сблокированы.

2.4.7. Стендеры должны иметь достаточную безопасную рабочую зону движения, чтобы неизбежное движение танкера у причала не вызвало чрезмерного напряжения в стендерах.

2.4.8. Стендеры подлежат периодической проверке по графику, утвержденному эксплуатирующей организацией.

2.4.9. Береговой трубопровод в районе причала должен быть оборудован системой сброса давления в уравнительные резервуары, снижающей воздействие возможного гидравлического удара.

Для недопущения гидравлического удара следует предусмотреть следующие меры:

регулирование линейной скорости потока, то есть интенсивности перекачки продукта, до величины, смягчающей воздействие гидравлического удара;

увеличение времени закрытия регулирующего клапана;

использование систем сброса давления в уравнительные резервуары, снижающие воздействие возможного гидравлического удара.

2.4.10. Береговой трубопровод, по которому осуществляется загрузка или разгрузка танкера, должен иметь систему сброса давления в уравнительные резервуары с пропускной способностью, обеспечивающей предотвращение повышения давления выше расчетного давления берегового трубопровода.

2.4.11. При расположении береговых насосов более чем в 100 метрах от причала автоматические предохранительные клапаны должны быть установлены на причале, чтобы исключить возможное повышение давления потоком нефти или нефтепродукта.

2.4.12. На причале должны быть установлено аварийное отключение береговых грузовых насосов для их оперативной остановки в случае аварии.

2.4.13. Трубопроводы на причале должны иметь аварийную арматуру для безопасного управления сливом или наливом при возможных авариях. Места установки аварийной арматуры (расстояние от шлангоприемников или стендеров) обосновываются в проектной документации.

2.4.14. Береговой трубопровод должен быть оборудован прибором, показывающим скорость потока нефти или нефтепродукта, с целью недопущения превышения установленной скорости и образования опасных зарядов статического электричества.

2.4.15. На береговом трубопроводе, предназначенном для выгрузки из танкера нефти, нефтепродукта или балласта, должен быть установлен в районе шлангоприемников обратный клапан, закрывающийся при падении давления со стороны судна.

2.4.16. При наливе светлых нефтепродуктов в танкера на береговом трубопроводе перед стендерами следует устанавливать нейтрализатор статического электричества.

Установка нейтрализатора статического электричества при перекачке темных нефтепродуктов устанавливается проектом.

2.4.17. Шланги должны обеспечивать безопасность грузовых операций в зависимости от физико-химических свойств перемещаемой среды, параметров давления и температуры и размера судового трубопровода.

2.4.18. Каждый шланг должен иметь сертификат изготовителя и маркировку с указанием следующих данных:

названия нефтепродукта, для которого он предназначен;

даты изготовления;

значение величины разрывного давления;

значение величины рабочего давления;

срока, после которого шланг должен проходить испытание;

даты последнего испытания, с указанием давления, при котором он испытывался.

2.4.19. Грузовые шланги, находящиеся в эксплуатации, подлежат:

визуальному контролю на наличие износа/повреждения;

испытанию давлением, значение которого составляет 1, 5 номинального рабочего давления для выявления утечки содержимого шланга или смещения его концевых соединительных устройств;

определению электрической проводимости.

2.4.20. Каждый причал должен быть оборудован переносными средствами двусторонней связи между лицами, ответственными за проведение сливо-наливных операций на судне и на причале.

2.4.21. Во время грозы и сильного ветра более 15 метров в секунду не допускается проведение сливоналивных операций с ЛВЖ.

2.4.22. При погрузке и выгрузке в стендере или в грузовой шланговой линии в месте присоединения к манифольду судна следует использовать электроизолирующее фланцевое соединение или токонепроводящий шланг.

Резервуарные парки

2.5.1. Для вновь строящихся и реконструируемых складов нефти и нефтепродуктов не допускается хранение нефти и нефтепродуктов в заглубленных и подземных резервуарах.

2.5.2. Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от общей вместимости склада и максимального объема одного резервуара категорируются в соответствии с положениями Федерального закона от 22.07.2008 № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности».

2.5.3. При применении стальных резервуаров с защитной стенкой (типа «стакан в стакане») должен быть обеспечен контроль утечек продукта в межстенное пространство по прямому (утечки) или косвенному (загазованность) параметрам. При обнаружении нарушения герметичности основного резервуара он должен был выведен из эксплуатации.

2.5.4. Стальные вертикальные резервуары, в зависимости от их назначения, должны быть оснащены:

приемо-раздаточные патрубки с запорной арматурой;

дыхательная и предохранительная арматура;

устройства для отбора проб и удаления подтоварной воды;

приборы контроля, сигнализации и защиты;

устройства для подогрева высоковязких и застывающих нефти и нефтепродуктов;

противопожарное оборудование;

вентиляционные патрубки с огнепреградителями;

устройствами молниезащиты, заземления и защиты от статического электричества.

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

2.5.5. Резервуары для авиационных топлив должны быть оборудованы плавающими устройствами для верхнего забора топлива.

Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах с плавающей крышей.

2.5.6. Устанавливаемое на резервуарах для хранения нефти и нефтепродуктов оборудование, арматура и приборы контроля, сигнализации и защиты должны обеспечивать безопасную эксплуатацию резервуаров при:

наполнении, хранении и опорожнении;

зачистке и ремонте;

отстое и удалении подтоварной воды;

отборе проб;

замере уровня, температуры, давления.

2.5.7. Резервуары должны изготавливаться в соответствии с проектной документацией. На каждый резервуар должен составляться паспорт. На корпус резервуара должен наноситься номер, обозначенный в его паспорте.

2.5.8. Производительность наполнения (опорожнения) резервуаров не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных и предохранительных устройств.

2.5.9. 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 30000 кубических метров - 6 метров в час, для резервуаров емкостью свыше 30000 кубических метров - 4 метра в час. При этом скорость понтона при сдвиге не должна превышать 2, 5 метров в час.

2.5.10. Давление в резервуарах должно поддерживаться посредством установленной дыхательной и предохранительной арматуры. Дыхательная арматура должна выбираться в зависимости от типа резервуара и хранимого продукта.

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

2.5.12. Для обеспечения нормальной работы дыхательных клапанов в зимний период необходимо регулярно очищать их от инея с целью недопущения уменьшения их пропускной способности. Сроки между осмотрами устанавливаются в технической документации организации-изготовителя.

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

2.5.14. Материал уплотнителей (затворов) понтонов и плавающих крыш должен выбираться с учетом совместимости с хранимым продуктом, газонепроницаемости, старения, прочности на истирание, температуры и обосновываться в проектной документации.

2.5.15. Трубопроводная обвязка резервуаров и насосов должна обеспечивать возможность перекачки продуктов из одного резервуара в другие в случае возможной аварии. Для аварийного освобождения резервуары для хранения ЛВЖ и ГЖ оснащаются запорной арматурой с дистанционным управлением. Управление запорной арматурой с дистанционным управлением производится из операторной, а также мест, доступных и безопасных для обслуживания в аварийных условиях. Время срабатывания арматуры устанавливается в проектной документации.

2.5.16. Для исключения загазованности (образования взрывоопасной концентрации паров нефтепродуктов), сокращения потерь нефтепродуктов, а также предотвращения загрязнения окружающей среды группы резервуаров со стационарными крышами без понтонов, предназначенные для хранения бензинов, оборудуются газоуравнительными системами или системами улавливания и рекуперации паров.

При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой не допускается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными бензинами.

2.5.17. При оснащении резервуаров газоуравнительной системой следует предусматривать средства дистанционного отключения каждого резервуара от этой системы в случае его аварийного состояния в целях недопущения развития аварии по газоуравнительной системе.

2.5.18. Для исключения образования взрывоопасной концентрации паров резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов со стационарными крышами без понтонов оборудуются «азотной подушкой». При хранении нефтепродуктов под «азотной подушкой» в группах резервуаров последние оборудуются общей газоуравнительной линией со сбросом газа через гидрозатвор в атмосферу на свечу рассеивания при «малых дыханиях» и при наполнении резервуаров.

2.5.19. Свеча рассеивания для сброса паров нефти и нефтепродуктов должна обеспечивать условия рассеивания газа, исключающие образование взрывоопасных концентраций в зоне размещения технологического оборудования, зданий и сооружений. Место размещения и высота свечи рассеивания должны определяться в проектной документации.

2.5.20. Резервуары для нефти и нефтепродуктов должны быть оснащены системами контроля и автоматизации в соответствии с проектной документацией.

2.5.21. Для удаления подтоварной воды из вертикальных цилиндрических резервуаров, предназначенных для хранения нефти и нефтепродуктов, должна быть предусмотрена система дренирования подтоварной воды.

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

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

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

2.5.24. Для вновь проектируемых и реконструируемых складов нефти и нефтепродуктов резервуары с нефтью и нефтепродуктами должны быть оснащены автоматизированной системой контроля уровня с выводом показателей в помещение операторной.

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

2.5.26. Резервуарные парки хранения нефти и светлых нефтепродуктов для контроля загазованности по предельно допустимой концентрации и нижнему концентрационному пределу распространения пламени должны оснащаться средствами автоматического газового контроля и анализа с сигнализацией, срабатывающей при достижении концентрации паров нефтепродукта 20 процентов от НКПР.

Число и порядок размещения датчиков сигнализаторов ДВК должны определяться в проектной документации, в зависимости от вида хранящихся продуктов (ЛВЖ, ГЖ), условий их хранения, объема единичных емкостей резервуаров и порядка их размещения в составе склада.

2.5.27. Датчики сигнализаторов ДВК должны устанавливаться по периметру обвалования резервуаров с внутренней стороны на высоте 1, 0 - 1, 5 метров от планировочной отметки поверхности земли.

Расстояние между датчиками сигнализаторов устанавливается в зависимости от радиуса его действия, определяемого в соответствии с техническими характеристиками прибора.

2.5.28. На площадках резервуарных парков 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, и обосновываться в проектной документации в соответствии с техническими характеристиками приборов, указанных в паспортах организации-изготовителя.

2.5.29. При хранении высоковязких и застывающих нефтепродуктов должен быть предусмотрен их подогрев. Выбор вида теплоносителя и способа подогрева обосновывается в проектной документации в зависимости от вида хранимого или перекачиваемого продукта, его физико-химических свойств и показателей взрывопожароопасности, климатических условий, типа резервуаров для хранения.

2.5.30. Резервуары для мазута должны быть оборудованы устройствами подогрева мазута. При расположении внутри резервуара парового разогревающего устройства снаружи резервуара должны быть предусмотрены штуцеры для дренажа и воздушника с запорными устройствами для дренирования конденсата и отвода воздуха в период пуска.

2.5.31. Температура подогрева мазута в резервуарах должна быть ниже температуры вспышки его паров в закрытом тигле не менее чем на 15 градусов Цельсия и не превышать 90 градусов Цельсия. Температура подогреваемого в резервуаре нефтепродукта должна постоянно контролироваться с регистрацией показаний в помещении управления (операторной).

В резервуарах, оборудованных змеевиковыми подогревателями, не допускается подогрев мазута при уровне жидкости над подогревателями менее 500 миллиметров.

2.5.32. Подогреватели должны быть изготовлены из стальных бесшовных труб.

2.5.33. При хранении в резервуарах нефти, мазута и других высоковязких нефтепродуктов для предотвращения накопления осадков должна быть предусмотрена система размыва.

2.5.34. Установка электрооборудования и прокладка электрокабельных линий внутри обвалования резервуаров не допускаются, за исключением выполненных взрывозащищенными систем: электроподогрева, размыва донных отложений, электрохимзащиты от коррозии, контроля и автоматики, а также приборов местного освещения.

2.5.35. Запорное устройство (коренная задвижка), устанавливаемое непосредственно у резервуара, должно быть с ручным приводом и дублироваться установкой запорных устройств на технологических трубопроводах вне обвалования. Узлы задвижек вне обвалования должны обеспечивать необходимые технологические переключения, а также возможность надежного отключения каждого резервуара. Применение арматуры с дистанционным управлением (электроприводной или пневмоприводной) определяется условиями технологического процесса перекачки с обоснованием в проектной документации.

Управление приводами запорной арматуры должно быть дистанционным из операторной и по месту ее установки.

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

2.5.37. Нефтепродукты должны подаваться в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания для обеспечения электростатической безопасности (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 метра в секунду до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши).

2.5.38. Все технологические операции по приему, хранению и отгрузке нефти и нефтепродуктов в резервуарных парках проводятся в соответствии с требованиями производственных инструкций, утвержденных эксплуатирующей организацией и настоящих Правил.

2.5.39. В процессе эксплуатации резервуаров следует обеспечивать осмотр их технического состояния, техническое обслуживание, ремонт и техническое диагностирование в соответствии с техническими документами, разработанными и утвержденными эксплуатирующей организацией на основании требований проектной документации и нормативных документов в области промышленной безопасности.

2.5.40. При осмотре резервуаров, колодцев управления задвижками и других сооружений при наличии в них паров нефтепродуктов следует использовать изолирующие средства защиты органов дыхания.

Нефтепродуктов в таре

2.6.1. Размещение складских зданий и сооруженийдля хранения нефтепродуктов в таре и общие требования к ним должны соответствовать требованиям Федерального закона от 22.07.2008 № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности».

Хранение нефтепродуктов в таре должно осуществляться в специально оборудованных зданиях и сооружениях, под навесами и на открытых площадках.

Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов с температурой вспышки 45 градусов Цельсия и ниже на открытых площадках не допускается.

2.6.2. Виды тары для хранения, требования к ее подготовке, заполнению и маркировке, условиям хранения, а также требования безопасности при заполнении, хранении должны соответствовать требованиям технических документов по маркировке, упаковке, транспортированию и хранению.

2.6.3. Не допускается совместное хранение нефтепродуктов в одном помещении с другими веществами, пожароопасные физико-химические свойства которых способны к окислению, самонагреванию и воспламенению.

2.6.4. Складские помещения для нефтепродуктов в таре могут быть объединены в одном здании с пунктами разлива и фасовки нефтепродуктов в тару, а также с насосными и другими помещениями при обеспечении требований Федерального закона от 22.07.2008 № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности».

2.6.5. 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.

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

газоанализаторами довзрывных концентраций (при хранении ЛВЖ);

системой вентиляции, обеспечивающей необходимую кратность обмена воздуха;

погрузочно-разгрузочными устройствами.

2.6.7. 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 в пунктах разлива и фасовки нефтепродуктов в тару, выполненные из неэлектропроводных материалов, должны быть закрыты металлическими листами с обеспечением заземления, 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.

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

2.6.9. В складских помещениях для хранения нефтепродуктов в таре запрещается расфасовывать нефтепродукты, хранить упаковочные материалы, пустую тару и другие посторонние предметы. Площадка хранения нефтепродуктов в таре должны быть оборудована отмостками и водоотводными каналами с уклоном для стока воды. Водоотводные лотки, трубопроводы, отмостки должны содержаться исправными и периодически очищаться.

2.6.10. Затаривание и расфасовка нефтепродуктов (масла, смазки) в бочки и мелкую тару должны осуществляться в пунктах разлива и фасовки нефтепродуктов. Помещения пунктов разлива и фасовки должны размещаться в зданиях или на площадках под навесом в зависимости от климатических условий и видов продукции. В зависимости от вида и объема разливаемой продукции помещение следует делить на изолированные секции.

2.6.11. Электрооборудование, электропроводка в помещениях пунктов разлива и фасовки нефтепродуктов в тару должны соответствовать требованиям технического регламента Таможенного союза «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах» (ТР ТС 012/2011), утвержденного решением Комиссии Таможенного союза от 18 октября 2011 г. № 825 «О принятии технического регламента Таможенного союза «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах».

2.6.12. Помещения пунктов разлива и фасовки нефтепродуктов в тару должны оснащаться автоматизированными устройствами для отпуска, затаривания и определения количества нефтепродуктов, средствами автоматического прекращения налива, системами газового анализа и аварийной вентиляции, средствами механизации погрузочных работ.

2.6.13. Разлив в мелкую тару жидкой продукции должен осуществляться на автоматических установках и автоматических линиях, обеспечивающих герметичный налив.

2.6.14. Мерные устройства, а также фасовочные агрегаты (камеры) разлива в тару жидкой продукции должны быть оборудованы местными отсосами.

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

2.6.16. Не допускается производить налив ЛВЖ и ГЖ в бочки, установленные непосредственно на автомашинах.

2.6.17. Подключение пунктов разлива и фасовки нефтепродуктов в тару к основным трубопроводам следует производить посредством запорной арматуры с дистанционным и/или местным управлением. Выбор управления арматурой обосновывается в проектной документации.

2.6.18. Перед помещением пунктов разлива и фасовки нефтепродуктов в тару следует размещать погрузочно-разгрузочные площадки (пандусы), оборудованные средствами механизации.

2.6.19. Раздаточные резервуары с нефтепродуктами единичной вместимостью до 25 кубических метров включительно при общей вместимости до 200 кубических метров, в зависимости от вида отпускаемых нефтепродуктов, размещают в помещении пунктов разлива и фасовки:

при условии обеспечения отвода паров из резервуаров за пределы помещений и заборных устройств приточной вентиляции;

на расстоянии 2 метров от сплошной (без проемов) стены помещения;

при наличии ограждающих устройств (бортиков), ограничивающих площадь разлива нефтепродукта.

2.6.20. Все технологические операции по приему, по приему, хранению и разливу нефтепродуктов в тару проводятся в соответствии с требованиями производственных инструкций, утвержденных эксплуатирующей организацией и настоящих Правил.

Системы улавливания паров

2.9.1. Для исключения загазованности (образования взрывоопасной концентрации паров нефтепродуктов), сокращения потерь нефтепродуктов, а также предотвращения загрязнения окружающей среды при наливе светлых нефтепродуктовс упругостью паров (давлением насыщенных паров) выше66, 65килопаскаляв железнодорожные, автомобильные цистерны и танкеры в составе сливо-наливных эстакад должны быть предусмотрены стационарные установки организованного сбора и утилизации парогазовой фазы.

2.9.2. Резервуар для сбора паров должен быть оборудован предохранительным клапаном, огнепреградителем, приборами контроля и противоаварийной автоматической защиты (далее – ПАЗ).

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

2.9.4. При применении сепаратора на установке по улавливанию паров должна быть выполнена система автоматической откачки конденсата из сепаратора в предназначенную для этой цели сборную емкость.

III. Требования промышленной безопасности

Молниезащита и защита

Системы связи и оповещения

3.4.1. Склады нефти и нефтепродуктов должны быть оборудованы системами двухсторонней громкоговорящей или телефонной или радио- связью.

3.4.2. Перечень производственных участков и структурных подразделений, с которыми устанавливается связь, а также виды связи определяются в проектной документации.

3.4.3. На всех производственных площадках складов нефти и нефтепродуктов должны быть предусмотрены технические средства, обеспечивающие оповещение об обнаружении аварийных выбросов горючих паров или разливов нефти и нефтепродуктов.

3.4.4. Организация, порядок оповещения и действия производственного персонала при авариях устанавливаются ПМЛА и ПЛРН.

Отопление и вентиляция

3.5.1. Системы отопления и вентиляции по назначению, устройству, техническим характеристикам, исполнению, обслуживанию и условиям эксплуатации должны соответствовать требованиям технических регламентов, нормативных правовых актов в области промышленной безопасности и настоящих Правил.

3.5.2. В помещениях, в которых установлено электрооборудование и электроаппаратура, помещениях КИПиА, операторных, следует предусматривать воздушное отопление, совмещенное с приточной вентиляцией или кондиционированием.

Устройство систем отопления (водяное, паровое), применяемые элементы и арматура, их расположение при прокладке над помещениями, в которых установлено электрооборудование и электроаппаратура, помещениями КИПиА должны исключать попадание влаги в эти помещения при всех режимах эксплуатации и обслуживания этих систем.

3.5.3. Прокладка трубопроводов систем отопления под полом производственных помещений не допускается.

3.5.4. Прокладка транзитных трубопроводов систем отопления через помещения, в которых установлено электрооборудование и электроаппаратура, помещения КИПиА и операторные не допускается.

3.5.5. В производственных помещениях воздухообмен систем вентиляции должен обеспечивать концентрацию вредных веществ в воздухе рабочей зоны ниже предельно-допустимой концентрации, а взрывопожароопасных веществ и газов ниже НКПР

3.5.6. Для производственных помещений, в которых возможно внезапное поступление опасных веществ, следует предусматривать аварийную вентиляцию. Установка аварийной вентиляции в дополнение к постоянно действующей обосновывается в проектной документации.

12 3 4 5 Следующая ⇒