Автомобильные сливоналивные станции

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 5Следующая ⇒

2.3.1. Автомобильные сливоналивные станции должны отвечать требованиям промышленной безопасности, нормам проектирования автоматизированных установок налива светлых нефтепродуктов в автомобильные цистерны, государственным стандартам, настоящим Правилам.

2.3.2. Наливная станция или пункт налива должны включать в себя: помещения пункта управления, площадки налива автомобильных цистерн, на которых расположены посты налива и наливные устройства.

2.3.3. Посты налива должны быть оборудованы установками автоматизированного налива с управлением из пунктов управления, а также по месту.

2.3.4. При осуществлении операций налива ЛВЖ и ГЖ не допускается самопроизвольное движение сливоналивных устройств.

2.3.5. Для налива ЛВЖ с упругостью паров от 66, 65 килопаскаля сливоналивные устройства должны снабжаться устройствами отвода паров.

2.3.6. Налив ЛВЖ и ГЖ в автомобильные цистерны должен осуществляться по бесшланговой системе автоматизированных шарнирно-сочлененных или телескопических устройств, оборудованных автоматическими ограничителями налива. Допускается применение гибких шлангов для налива при обосновании в проектной документации. Расстояние от конца наливной трубы до нижней образующей цистерны не должно превышать 200 миллиметров.

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

2.3.8. В целях исключения перелива нефтепродукта через край горловины цистерны следует применять ограничители уровня налива, позволяющие автоматически прекращать налив при достижении заданного значения.

2.3.9. При окончании налива должны быть предусмотрены меры, обеспечивающие полное освобождение наливной трубы от продукта и исключающие возможность его пролива на цистерну.

2.3. 10. Для сбора остатков продукта, стекающих с наливной трубы при извлечении ее из цистерны, должен быть предусмотрен каплесборник.

2.3.11. На сливоналивных устройствах, элементы которых соединены шарнирами с сальниковыми уплотнениями, изготовленными из неметаллических материалов, следует каждую смену визуально проверять целостность заземления, не допуская нарушения целостности единого контура с регистрацией результатов осмотра в журнале приема-передачи смены. При обнаружении нарушения целостности единого контура заземления эксплуатация сливоналивных устройств не допускается.

2.3.12. Для нижнего налива авиационного керосина в автомобильные цистерны (топливозаправщик) следует применять соединительные шарнирно-сочлененные трубы из алюминия, исключающие искрообразование при стыковке с фланцем автомобильной цистерны.

2.3.13. На пункте налива авиационных топлив следует предусматривать устройства для герметичного нижнего налива с автоматическим прекращением подачи топлива после достижения предельного уровня налива цистерны топливозаправщика.

В системе налива авиационных топлив должно быть предусмотрено аварийное дистанционное (ручное) отключение насоса. Кнопка аварийного отключения на пункте налива должна быть легкодоступна.

Верхний налив авиационных топлив не допускается.

2.3.14. На сливоналивных станциях и пунктах слива-налива нефти и светлых нефтепродуктов должны устанавливаться сигнализаторы довзрывных концентраций согласно требованиям нормативных правовых актов в области промышленной безопасности.

2.3.15. При превышении концентрации паров нефтепродуктов на площадках сливоналивных станций и пунктов слива-налива более 20 процентов нижнего концентрационного предела распространения пламени (далее – НКПР) должны быть установлены блокировки по прекращению операций слива-налива и сигнализация, оповещающая о запрете запуска двигателей автомобилей.

2.3.16. Не допускается запуск двигателей автомобильных цистерн, находящихся на площадке, в случаях пролива нефтепродукта до полной уборки пролитого нефтепродукта.

2.3.17. Автомобильные наливные станции должны быть оборудованы специальными устройствами (светофорами, шлагбаумами или другими средствами, ограничивающими несогласованное движение транспорта) для предотвращения выезда заполненных нефтепродуктами автомобильных цистерн с опущенными в их горловины наливными устройствами.

2.3.18. Автомобильные цистерны, стоящие под сливом-наливом на автомобильных наливных станциях, пунктах, должны быть заземлены с наличием блокировки, исключающей возможность запуска насосов для перекачки нефтепродуктов при отсутствии электрической цепи «заземляющее устройство-автомобильная цистерна».

2.3.19. Для исключения накопления зарядов статического электричества при выполнении сливоналивных операций с нефтепродуктами должно быть предусмотрено заземление цистерн, трубопроводов, наливных устройств, а также ограничение скорости налива в начальной и конечной стадиях налива.

2.3.20. Водителям автомобильных цистерн, выполняющих операции слива-налива нефтепродуктов, не допускается находиться в одежде, способной накапливать заряды статического электричества.

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.

⇐ Предыдущая 1 234 5 Следующая ⇒