Автомобильные сливоналивные станции
2.3.1. Автомобильные сливоналивные станции должны отвечать требованиям промышленной безопасности, нормам проектирования автоматизированных установок налива светлых нефтепродуктов в автомобильные цистерны, государственным стандартам.
2.3.2. Наливная станция или пункт налива должны включать 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 кПа сливоналивные устройства должны снабжаться устройствами отвода паров.
2.3.6. Налив нефтепродуктов в автомобильные цистерны должен осуществляться по бесшланговой системе 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 мм.
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 (записью) 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 быть установлены 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% объемных от НКПРП 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 замкнутой 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, выполняющим 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 законодательства 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 стендеров должны быть установлены приборы, контролирующие процесс перекачки. Показания приборов должны быть выведены в операторную.
Места установки приборов, их количество и 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 (далее - 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 вызывало 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 системами сброса давления в уравнительные резервуары для снижения воздействия возможного гидравлического удара.
Для недопущения гидравлического удара следует предусматривать 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 для снижения воздействия 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 берегового трубопровода.
2.4.11. При расположении береговых насосов более чем в 100 м от причала автоматические предохранительные клапаны должны быть установлены на причале, чтобы исключить возможное повышение давления потоком нефти или нефтепродукта.
2.4.12. На причале должна быть предусмотрена возможность аварийного отключения береговых грузовых насосов.
2.4.13. Трубопроводы на причале должны быть оборудованы аварийной арматурой 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. 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.
2.4.15. При наливе светлых нефтепродуктов в танкеры на береговом трубопроводе перед стендерами следует устанавливать нейтрализатор статического электричества.
Необходимость установки нейтрализатора статического электричества при перекачке темных нефтепродуктов определяется проектной документацией.
2.4.16. Выбор шлангов должен осуществляться в зависимости от физико-химических свойств перемещаемой среды, параметров давления и температуры и размера судового трубопровода для обеспечения безопасности грузовых операций и обосновываться в проектной документации. Срок службы шлангов устанавливает организация-изготовитель.
2.4.17. Лица, ответственные за проведение сливоналивных операций с нефтепродуктами, должны иметь сведения по каждому шлангу, включая следующие данные:
название нефтепродукта, для которого он предназначен;
дата изготовления;
значение величины разрывного давления;
значение величины рабочего давления;
срок, после которого шланг должен проходить испытание;
дата последнего испытания с указанием давления, при котором он испытывался.
2.4.18. 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.
2.4.19. Лица, ответственные за проведение сливоналивных операций на судне и на причале, должны быть обеспечены средствами двусторонней связи.
2.4.20. Во время грозы и сильного ветра (более 15 м/с) не допускается проведение сливоналивных операций с ЛВЖ.
2.4.21. При погрузке и выгрузке судна в стендере или 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 опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов не допускается хранение нефти и нефтепродуктов в заглубленных и подземных резервуарах.
2.5.2. Класс опасности опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов определяется в зависимости от количества горючих жидкостей, находящихся в резервуарах, согласно проектной документации и в соответствии с таблицей 2 приложения 2 к Федеральному закону от 21 июля 1997 года N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" .
2.5.3. Выбор типа резервуара для хранения нефти и нефтепродуктов (резервуар со стационарной крышей без понтона (далее - РВС); резервуар со стационарной крышей с понтоном (далее - РВСП); резервуар с плавающей крышей (далее - РВСПК)) осуществляется в зависимости от физико-химических свойств и показателей взрывоопасности хранимых продуктов.
Для исключения образования взрывоопасной концентрации паров, а также для сокращения потерь нефти и нефтепродуктов РВС следует оборудовать техническими системами и средствами, предотвращающими образование взрывоопасных смесей и возможность взрыва внутри резервуара (газоуравнительные системы, системы улавливания и рекуперации паров, системы подачи инертных сред - создание азотной "подушки", применение общей газоуравнительной линии со сбросом газовой среды через гидрозатвор на свечу рассеивания в атмосферу).
Абзац утратил силу с 16 февраля 2018 года - приказ Ростехнадзора от 15 января 2018 года N 13 . - См. предыдущую редакцию .
Технические решения по применению систем и средств для предотвращения образования взрывоопасных смесей устанавливаются в проектной документации с учетом регламентированных режимов хранения, проведения операций приема и откачки продуктов хранения.
2.5.4. Для площадочных опасных производственных объектов магистрального трубопроводного транспорта для аварийного сброса следует применять резервуары, оборудованные дыхательными и предохранительными клапанами без понтона, газоуравнительной системы и системы улавливания и рекуперации паров.
2.5.5. 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.
При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой не допускается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными бензинами.
2.5.6. 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) параметру. При обнаружении нарушения герметичности основного резервуара он должен быть выведен из эксплуатации.
2.5.7. Стальные вертикальные резервуары в зависимости от их назначения должны быть оснащены:
приемо-раздаточными патрубками с запорной арматурой;
дыхательной и предохранительной арматурой с огнепреградителями;
устройствами для отбора проб и удаления подтоварной воды;
приборами контроля и сигнализации;
устройствами для подогрева высоковязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов;
противопожарным оборудованием;
вентиляционными патрубками;
устройствами молниезащиты, заземления и защиты от статического электричества.
Полный комплект устанавливаемых на резервуаре устройств и оборудования и схема их расположения обосновываются в проектной документации.
2.5.8. Резервуары для авиационных топлив на топливо-заправочных комплексах должны быть оборудованы плавающими устройствами для верхнего забора топлива.
Не допускается хранить авиационные бензины и топливо для реактивных двигателей в РВСПК и (или) понтоном.
Резервуары не должны быть оборудованы газоуравнительной системой и системой улавливания и рекуперации паров.
2.5.9. 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.
2.5.10. Каждый резервуар, введенный в эксплуатацию, должен соответствовать проектной документации, иметь технический паспорт, в котором указан его порядковый номер согласно технологической схеме резервуарного парка, нанесенный также на корпус резервуара.
2.5.11. Производительность наполнения (опорожнения) резервуаров не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных и предохранительных устройств.
2.5.12. Максимальная производительность наполнения (опорожнения) для РВСПК и (или) понтоном ограничивается допустимой скоростью движения понтона (плавающей крыши), которая не должна превышать для резервуаров емкостью до 30000 м 
- 6 м/ч, для резервуаров емкостью свыше 30000 м - 4 м/ч. При этом скорость понтона при сдвиге не должна превышать 2,5 м/ч.
2.5.13. Перепад между атмосферным давлением и давлением в резервуарах должен поддерживаться установленной дыхательной и предохранительной арматурой. Дыхательная арматура должна выбираться в зависимости от типа резервуара и хранимого продукта.
2.5.14. При установке на резервуарах гидравлических клапанов последние должны быть заполнены трудноиспаряющейся, некристаллизующейся, неполимеризующейся и незамерзающей жидкостью.
2.5.15. Для обеспечения нормальной работы дыхательных клапанов в зимний период необходимо регулярно очищать их от инея в целях недопущения уменьшения их пропускной способности. Сроки между осмотрами устанавливаются в технической документации организации-изготовителя.
2.5.16. На резервуарах, оборудованных дыхательными клапанами, должны устанавливаться предохранительные клапаны. Дыхательные и предохранительные клапаны устанавливаются на самостоятельных патрубках.
2.5.17. Материал уплотнителей (затворов) понтонов и плавающих крыш должен выбираться с учетом совместимости с хранимым продуктом, газонепроницаемости, старения, прочности на истирание, температуры окружающей среды и обосновываться в проектной документации.
2.5.18. Трубопроводная обвязка резервуаров и насосов должна обеспечивать возможность перекачки продуктов из одного резервуара в другие в случае аварии. Для аварийного освобождения резервуары для хранения ЛВЖ и ГЖ оснащаются запорной арматурой. Применение запорной арматуры с дистанционным управлением устанавливается в проектной документации. Управление запорной арматурой с дистанционным управлением производится из операторной, а также из мест, доступных и безопасных для обслуживания в аварийных условиях. Время срабатывания арматуры устанавливается в проектной документации.
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 контрольно-измерительными приборами 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 переполнение приемной емкости.
2.5.23. Для вновь строящихся и реконструируемых резервуаров со светлыми нефтепродуктами следует предусматривать стационарные пробоотборники, расположенные внизу.
Ручной отбор проб светлых нефтепродуктов через люк на крыше резервуара не допускается.
2.5.24. Для коммерческого учета и определения качества нефти и нефтепродуктов, хранящихся в резервуарах, допускается ручной отбор и замер их уровня. Операции по замеру уровня и отбору проб выполняются комиссионно в соответствии с инструкцией по учету и контролю качества нефтепродуктов, утвержденной эксплуатирующей организацией.
2.5.25. Контроль уровня нефтепродуктов в резервуарах должен осуществляться контрольно-измерительными приборами.
2.5.26. Резервуарные парки хранения светлых нефтепродуктов должны оснащаться средствами автоматического контроля и обнаружения утечек нефтепродуктов и (или) их паров в обваловании резервуаров. Все случаи обнаружения утечек в обваловании резервуаров нефтепродуктов и (или) их паров должны регистрироваться приборами с выводом показаний в помещение управления (операторной) и документироваться.
Технические решения, количество и порядок размещения приборов обнаружения в обваловании резервуаров нефтепродуктов и (или) их паров должны устанавливаться в проектной документации в зависимости от вида хранящихся нефтепродуктов, условий их хранения, объема единичных емкостей резервуаров и порядка их размещения в составе склада.
2.5.27. На площадках резервуарных парков хранения светлых нефтепродуктов в районе запорно-регулирующей арматуры узла подключения склада (парка), расположенного за пределами обвалования, должны устанавливаться приборы обнаружения утечек нефтепродуктов и (или) их паров.
Количество приборов обнаружения нефтепродуктов и (или) их паров должно выбираться в зависимости от площади, занимаемой узлом, и устанавливаться в проектной документации в соответствии с техническими характеристиками приборов, указанных в паспортах организации-изготовителя.
2.5.28. 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.
2.5.29. 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.
2.5.30. Температура подогрева мазута в резервуарах должна быть ниже температуры вспышки его паров 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) и документироваться.
В резервуарах, оборудованных змеевиковыми подогревателями, не допускается подогрев мазута при уровне жидкости над подогревателями менее 500 мм.
2.5.31. Подогреватели должны быть изготовлены из стальных бесшовных труб.
2.5.32. При хранении в резервуарах нефти, мазута и других высоковязких нефтепродуктов для предотвращения накопления осадков должна быть предусмотрена система размыва.
2.5.33. Установка электрооборудования, не связанного с эксплуатацией резервуаров, и транзитная прокладка электрокабельных линий внутри обвалования резервуаров не допускаются.
2.5.34. Запорные устройства, установленные непосредственно у резервуара, должны 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 (электро-, пневмо- или гидроприводной) определяется условиями технологического процесса перекачки с обоснованием в проектной документации.
Для вновь проектируемых резервуаров управление приводами запорной арматуры должно быть дистанционным из операторной и по месту ее установки.
2.5.35. 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.
2.5.36. 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 м/с до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши).
2.5.37. 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.
2.5.38. 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, нормативных правовых актов и нормативных документов в области промышленной безопасности.
2.5.39. При внутреннем осмотре резервуаров, колодцев управления задвижками и других сооружений при наличии в них паров нефтепродуктов следует использовать изолирующие средства защиты органов дыхания.
Дата добавления: 2018-09-23; просмотров: 321; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!