Текст очень длинный, поэтому разбит на части. Часть 2 из 2.
7.187. Для сохранения проектной пропускной способности труб и коллекторов необходимо осуществлять не реже одного раза в год профилактическую прочистку канализационной сети. Участки сети, имеющие строительные дефекты и недостаточные уклоны, должны прочищаться чаще. 7.188. Необходимое качество очистки и состав сооружений для очистки производственно-дождевых сточных вод должны обосновываться проектом на устройство очистных сооружений. Не допускается сброс производственно-дождевых стоков с территории нефтебазы без предварительной очистки. 7.189. Степень очистки сточных вод от нефтепродуктов, достигаемая на различных сооружениях по эксплуатационным данным и результатам исследований, указана в таблице 7.3.
Таблица 7.3
+-----------------------------------------------------------------+ | Сооружение | Содержание нефтепродуктом в воде, | | | мг/куб. м | | +----------------------------------------| | | поступающей в сооружение | очищенной | +------------------------+--------------------------+-------------| |Нефтеловушка, буферный| | | |резервуар | 300-1000 | 40-80 | +------------------------+--------------------------+-------------| |Флотационная установка,| | | |песочно-гравийные | 40-80 | 10-15 | |фильтры | | | +------------------------+--------------------------+-------------| |Пруд-отстойник | 40-80 | 10-25 | +------------------------+--------------------------+-------------| |Станция биологической| | | |очистки | 20-25 | 2-8 | +------------------------+--------------------------+-------------| |Установка озонирования| | | |(две ступени) | 10-15 | 1-3 | +------------------------+--------------------------+-------------| |Адсорбционная установка| | | |(адсорбент - | | | |активированный уголь) | 5-10 | 0,3-0,4 | +-----------------------------------------------------------------+
7.190. Основными условиями эффективной эксплуатации очистных сооружений являются: - организация режима работы, обеспечивающего качество очистки, предусмотренное проектом; - систематический контроль (технический и лабораторный) за состоянием и работой очистных сооружений; - регулярный сбор уловленного нефтепродукта и удаление осадка; - своевременный ремонт очистных сооружений. 7.191. Для правильной и эффективной эксплуатации очистных сооружений на нефтебазе разрабатывается соответствующая документация, утверждаемая в установленном порядке. 7.192. Для контроля качества очищенных сточных вод должны быть организованы отбор проб этих вод и их химический анализ. Результаты всех анализов следует заносить в журнал регистрации анализов очищенных сточных вод (приложение N 10). При текущем контроле за качеством сточных вод определяемые показатели согласовываются с контролирующими органами. 7.193. Очистные сооружения, работа которых в зимнее время не предусмотрена, должны быть своевременно законсервированы. 7.194. Устройство лабораторий на нефтебазах осуществляется в соответствии с разработанными проектами. 7.195. Лаборатории контроля качества нефтебаз должны проходить аккредитацию в соответствии с требованиями стандарта. 7.196. Лаборатории обеспечивают выполнение следующих анализов: - поступающих, хранящихся и отпускаемых нефти и нефтепродуктов; - сырья и готовой продукции регенерационных и обезвоживающих установок; - очищенных сточных вод; - контроль воздушной среды в рабочих зонах, территории нефтебазы перед огневыми или ремонтными работами; - санитарный контроль воздуха рабочей зоны; - контроль выбросов от источников загрязнения атмосферного воздуха.
7.197. В случае невозможности выполнения анализов, указанных в п. 7.196, собственной лабораторией нефтебаза организовывает выполнение этих анализов посредством других лабораторий на договорных условиях. 7.198. Основными задачами лаборатории являются: - выдача заключений и паспортов качества о соответствии нефти и нефтепродуктов действующим стандартам; - выдача результатов по анализам проб воздуха рабочей зоны перед производством огневых и ремонтных работ; - выдача результатов анализа сточных вод на наличие и концентрации загрязняющих веществ; - выдача результатов анализа воздуха рабочих зон на наличие и концентрации загрязняющих веществ; - выдача результатов анализа проб газовоздушной среды источников загрязнения атмосферного воздуха на содержание углеводородов, окиси серы, оксида азота, оксида углерода, твердых веществ, сероводорода; - хранение контрольных арбитражных проб; - участие в работе по определению причин обводнения и порчи нефти и нефтепродуктов, разработке мероприятий по их исправлению и предотвращению порчи; - проведение консультаций по вопросам применения нефтепродуктов; - организация поверки измерительных приборов; - проведение аттестации лаборатории. 7.199. Рабочее оборудование, приборы, посуда, инструмент, мебель и т. д. должны быть в исправном состоянии. 7.200. Проведение анализов при неисправном оборудовании на неисправных приборах не допускается. 7.201. Вытяжные шкафы, лабораторные столы, а также проходы между рабочими местами не допускается загромождать посудой, приборами и лабораторным оборудованием. 7.202. В лаборатории должны вестись журналы учета лабораторных анализов нефти и нефтепродуктов (приложение N 11). 7.203. Перед началом работы помещения лаборатории проветриваются. Работы, связанные с выделением токсичных либо пожароопасных паров и газов, должны выполняться только в вытяжных шкафах. 7.204. Остатки нефтепродуктов после анализов, отработанные реактивы и ядовитые вещества должны сливаться в специальную посуду и удаляться из лаборатории. Слив их в раковины бытовой канализации не допускается. 7.205. Вещества и материалы хранятся в лаборатории строго по ассортименту. Не допускается совместное хранение веществ, способных вызвать возгорание либо взрыв. 7.206. Хранение огнеопасных веществ, проб нефтепродуктов, кислот, щелочей должно осуществляться в специально выделенных помещениях. 7.207. Количество легковоспламеняющихся жидкостей и других горючих жидкостей в рабочих помещениях лабораторий не должно превышать суточной потребности. Эти жидкости хранятся в металлических шкафах, располагаемых в противоположной к выходу стороне. 7.208. Лабораторную посуду следует мыть в специально оборудованном для этой цели помещении. 7.209. При проведении работ, связанных с подогревом горючих либо токсичных веществ, в помещении должно находиться не менее двух человек. Оставлять рабочее место персоналу лаборатории при осуществлении анализов не допускается. 7.210. Производство работ обслуживающим персоналом допускается только в спецодежде и при использовании средств индивидуальной защиты. 7.211. Помещения лаборатории не допускается использовать не по назначению. 7.212. За эксплуатацию лаборатории назначается приказом по нефтебазе ответственный из числа инженерно-технических работников. 7.213. В качестве источника тепла для проведения лабораторных работ используются электроэнергия и горючий газ. 7.214. Газовая сеть должна быть герметична и проверяться не реже одного раза в месяц. Проверку и ремонт газовой аппаратуры проводят квалифицированные специалисты.
7.215. При обнаружении утечек газа в лаборатории обслуживающий персонал должен закрыть запорные краны подачи газа, прекратить все работы в лаборатории, выключить осветительные приборы, проветрить помещение и поставить в известность непосредственного руководителя о случившемся. Возобновлять работы можно только после полного устранения причин утечки газа и проветривания помещения. 7.216. Лаборатория должна быть обеспечена медицинской аптечкой для оказания доврачебной помощи. 7.217. Доступ лиц в помещение лаборатории должен быть определен приказом по нефтебазе. Перед входом в лабораторию вывешивается надпись "Посторонним вход запрещен". 7.218. Котельные используются на нефтебазах для обеспечения технологических и санитарно-бытовых нужд. Устройство котельных установок на нефтебазах осуществляется в соответствии с разработанным проектом. 7.219. Эксплуатация котельных установок осуществляется в соответствии с действующими нормативными документами. 7.220. Доступ в помещения котельной разрешен только лицам, осуществляющим организацию эксплуатации либо эксплуатацию котлов и оборудования. В необходимых случаях доступ посторонних лиц осуществляется с разрешения руководства нефтебазы и в сопровождении ответственного за эксплуатацию котельной либо руководящего инженерно-технического работника. 7.221. Устройство внешнего и внутреннего электроснабжения нефтебазы, электрооборудования осуществляется в соответствии с проектом. 7.222. Основными источниками внешнего электроснабжения нефтебаз служат электростанции и электрические сети энергосистем, в качестве приемных пунктов электроэнергии - одна из трансформаторных подстанций (ТП), совмещенная с распределительной подстанцией (РП). 7.223. Собственный источник электроснабжения нефтебаз может предусматриваться: - при сооружении предприятий в районах, не имеющих связей с энергосистемой; - когда собственный источник электроснабжения необходим в качестве резервного. 7.224. Внутреннее электроснабжение включает в себя питающие линии напряжением 6,10 кВ; комплексные трансформаторные подстанции (КТП) напряжением 6/0,4 кВ, 10/0,4 кВ; щиты станции управления (ЩСУ); распределительную и коммутационную аппаратуру; распределительные сети силовых и осветительных установок. 7.225. В качестве автономного источника электроснабжения нефтебаз рекомендуются дизельные электрические станции (ДЭС) мощностью от 5 до 630 кВт, напряжением 380/220 В. 7.226. Для обеспечения надежности внешнего электроснабжения применяются средства автоматики: - автоматическое включение резерва (АВР); - автоматическое повторное включение (АПВ) и др. 7.227. Границы обслуживания внешнего и внутреннего электроснабжения согласовываются с энергообеспечивающими организациями либо владельцами электроснабжающих сетей. 7.228. Система учета электроэнергии обеспечивает возможность: - определения количества потребленной электроэнергии и производства расчетов за нее; - контроля за рациональным расходованием электроэнергии различными участками в различное время суток (ночное, дневное). 7.229. Трассы кабельных линий должны прокладываться в местах, исключающих влияние высоких температур, попадание на них нефтепродуктов, воды и возможность механических повреждений. Кабельные каналы должны иметь естественную вентиляцию. 7.230. Исполнение электрооборудования, приборов и средств автоматизации, размещенных во взрывоопасных зонах, должно соответствовать классификации помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности в соответствии с ПУЭ.
7.231. При организации работ в действующих электроустановках следует: - назначить лиц, ответственных за организацию и производство работ; - оформить наряд-допуск или распоряжение на производство работ; - провести инструктаж и осуществить допуск к проведению работ; - организовать надзор за проведением работ; - оформить окончание работ; - организовывать перерывы в работе. 7.232. На нефтебазе распорядительным документом назначаются ответственные за состояние и эксплуатацию электроустановок. 7.233. Руководители, специалисты и работники нефтебаз, ответственные за состояние и эксплуатацию электроустановок, должны: - обеспечить организацию и своевременное проведение профилактических осмотров и планово-предупредительных ремонтов электрооборудования, аппаратуры и электросетей, своевременное устранение нарушений Правил эксплуатации электроустановок, которые могут привести к взрывам, пожарам и загораниям; - следить за правильностью выбора и применения кабелей, электропроводок, двигателей, светильников, пусковой и защитной аппаратуры в зависимости от класса взрывопожароопасных зон, категорий по взрывопожарной и пожарной опасности помещений; - систематически контролировать состояние аппаратов защиты от коротких замыканий, перегрузок внутренних и атмосферных перенапряжений, а также других ненормальных режимов работы. 7.234. На нефтебазе ежегодно составляется график проверки изоляции силовых и контрольных кабелей, электропроводок, надежности контактных соединений, состояния заземляющих устройств и измерение сопротивлений растеканию токозаземлителей, проверки режимов работы электродвигателей, защитно-коммутационных аппаратов. График составляется главным энергетиком нефтебазы или ответственным за электрохозяйство нефтебазы и утверждается главным инженером нефтебазы. 7.235. Результаты осмотров электроустановок, обнаруженные неисправности и принятые меры фиксируются в оперативном журнале (приложение N 12). 7.236. Для каждой нефтебазы с учетом ее технической оснащенности, особенностей технологических процессов и других факторов устанавливаются индивидуальные нормы расхода электроэнергии. 7.237. Персонал, обслуживающий сети электроснабжения, электроаппаратуру и электрооборудование, должен быть обеспечен комплектом защитных средств и спецприспособлений, допущенных к использованию. 7.238. Здания и сооружения нефтебазы должны иметь молниезащиту в соответствии с категориями устройств и типом зоны защиты. 7.239. Здания и сооружения, отнесенные по устройству молниезащиты к I и II категориям, должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной индукции и заноса высоких потенциалов через наземные и подземные металлические коммуникации. Здания и сооружения, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии и заноса высоких потенциалов через наземные металлические коммуникации. 7.240. Резервуары, расположенные в зонах класса В-1г по ПУЭ, относятся ко II категории устройства молниезащиты и к зоне защиты Б, должны быть защищены от прямых ударов молнии и электростатической индукции. Резервуары, расположенные в зонах класса II-III по ПУЭ, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии.
7.241. Защита от прямых ударов молнии зданий и сооружений, отнесенных по устройству молниезащиты ко II и III категориям, должна быть выполнена отдельно стоящими или установленными на зданиях неизолированными стержневыми или тросовыми молниеотводами. При установке их на защищаемом здании или сооружении от каждого стержневого молниеотвода или от каждой стойки тросового молниеотвода должно быть проложено не менее двух токоотводов. 7.242. Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты ко II категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии следующим образом: корпуса резервуаров при толщине металла крыши менее 4 мм - молниеотводами, установленными отдельно или на самом резервуаре; корпуса резервуаров при толщине металла крыши 4 мм и более, а 3 также отдельные резервуары вместимостью менее 200 м , независимо от толщины металла крыши, - присоединением к заземлителям. 7.243. Наружные установки, отнесенные по устройству молниезащиты ко II категории, с корпусами из железобетона должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими или установленными на них молниеотводами. 7.244. Для парков с наземными резервуарами, отнесенными по устройству молниезащиты ко II категории, при объеме парка более 3 100 000 м защиту от прямых ударов молнии следует, как правило, выполнять отдельно стоящими молниеотводами; допускается в обоснованных случаях защита молниеотводами, установленными на самих резервуарах. 7.245. Парки подземных железобетонных резервуаров, отнесенных по устройству молниезащиты ко II категории, не облицованных изнутри металлическим листом, должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими молниеотводами. В зону защиты этих молниеотводов должно входить пространство, основание которого выходит за пределы резервуарного парка на 40 м от стенок крайних резервуаров в каждую сторону, а высота равна верхней отметке дыхательных клапанов резервуаров плюс 2,5 м. 7.246. Очистные сооружения нефтебаз должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими или установленными на сооружениях молниеотводами. В зону защиты молниеотводов должно входить пространство, ограниченное параллелепипедом, основание которого выходит за пределы очистных сооружений на 5 м в каждую сторону от его стенок, а высота равна высоте сооружения плюс 3 м. 7.247. Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии следующим образом: корпуса резервуаров при толщине металла крыши менее 4 мм - молниеотводами, установленными отдельно или на самом резервуаре; корпуса резервуаров при толщине металла крыши 4 мм и более, а 3 также отдельные резервуары вместимостью менее 200 м , независимо от толщины металла крыши, - присоединением к заземлителям; резервуары с корпусами из железобетона - отдельно стоящими или установленными на них молниеотводами. Пространство над дыхательными клапанами может не входить в зону защиты молниеотводов.
7.248. Неметаллические вертикальные трубы, пожарные вышки высотой более 15 м следует защищать от прямых ударов молнии установленными на них молниеотводами. Для неметаллических труб высотой до 50 м достаточна установка одного молниеприемника высотой не менее 1 м и прокладка одного токоотвода. Для неметаллических труб высотой более 50 м необходима установка не менее двух симметрично расположенных молниеприемников высотой не менее 1 м, объединенных на верхнем торце трубы. Трубы высотой более 50 м должны быть снабжены не менее чем двумя токоотводами, одним из которых может служить металлическая ходовая лестница, в том числе с болтовыми соединениями звеньев. Для железобетонных труб в качестве токоотводов следует использовать их арматуру. Для металлических труб и вышек установка молниеприемников и прокладка токоотводов не требуются. 7.249. Импульсное сопротивление каждого заземлителя защиты от прямых ударов молнии для устройств молниезащиты II категории должно быть не более 10 Ом, а в группах с удельным сопротивлением 500 Ом/м и выше допускается не более 40 Ом. Импульсное сопротивление каждого заземлителя защиты от прямых ударов молнии для устройств молниезащиты III категории должно быть не более 20 Ом, а в грунтах с удельным сопротивлением 500 Ом/м и выше допускается не более 40 Ом. Импульсное сопротивление заземлителей для металлических и неметаллических труб и вышек должно быть не более 50 Ом. Для наружных установок заземлители защиты от прямых ударов молнии должны иметь импульсное сопротивление не более 50 Ом на каждый токоотвод; к ним должны быть присоединены молниеотводы, металлические корпуса и другие металлические инструкции установок. Присоединения к заземлителям располагают не более чем через 50 м по периметру основания установки. При этом число присоединений должно быть не менее двух. 7.250. Защита от электростатической индукции зданий и сооружений, относимых по устройству молниезащиты ко II категории, обеспечивается присоединением всего оборудования и аппаратов, находящихся в зданиях, сооружениях и установках, к защитному заземлению электрооборудования. Плавающие крыши и понтоны резервуаров независимо от материала крыш и корпусов для защиты от электростатической индукции должны быть соединены гибкими металлическими перемычками с токоотводами или с металлическим корпусом установки не менее чем в двух точках. 7.251. Защита от электромагнитной индукции зданий и сооружений, относимых по устройству молниезащиты ко II категории, выполняется в виде устройства через каждые 25-30 м металлических перемычек между трубопроводами и другими протяженными металлическими предметами, расположенными друг от друга на расстоянии 10 см и менее. 7.252. Для защиты от заноса высоких потенциалов внешние наземные металлические конструкции и коммуникации II категории необходимо: на вводе в защищаемое здание или сооружение присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 10 Ом; на ближайшей к сооружению опоре присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 10 Ом. Для защиты от заноса высоких потенциалов по подземным коммуникациям их необходимо при вводе в здание или сооружение присоединить к любому из заземлителей.
7.253. Для защиты от заноса высоких потенциалов внешних наземных металлических конструкций и коммуникаций необходимо: на вводе в защищаемое здание или сооружение присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 20 Ом; такое присоединение допускается осуществлять к заземлителю защиты от прямых ударов молнии или к защитному заземлению электрооборудования; на ближайшей к сооружению опоре присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 20 Ом. 7.254. Опоры отдельно стоящих молниеотводов могут выполняться из стали любой марки, железобетона, дерева. Металлические трубчатые опоры должны быть предохранены от коррозии. Деревянные опоры и пасынки должны быть предохранены от гниения. 7.255. Молниеприемники изготавливаются из стали любых марок 2 различного профиля с площадью сечения не менее 100 м и длиной не менее 200 мм. Молниеприемники следует предохранять от коррозии. 7.256. Соединения молниеприемников с токоотводами должны выполняться сваркой, а при невозможности применения сварки допускается болтовое соединение с переходным электрическим сопротивлением не более 0,05 Ом. 7.257. Токоотводы для соединения молниеприемников, корпусов резервуаров с заземлителями следует выполнять из стали со следующими размерами: сталь круглая диаметром 10 мм; 2 сталь полосовая: площадь сечения - 160 м ; толщина - 4 мм; 2 сталь угловая: площадь сечения - 160 м ; толщина полки - 4 мм; стальные трубы: толщина стенок - 3,5 мм. 7.258. Соединения токоотводов должны быть сварными. Допускаются болтовые соединения только для токоотводов зданий и сооружений, отнесенных по устройству молниезащиты к III категории. Токоотводы должны быть предохранены от коррозии. 7.259. Для проверки сопротивления заземлителей разъемные соединения следует предусматривать только на токоотводах, присоединяемых к отдельным заземлителям и соединенных между собой. 7.260. Все соединения заземлителей между собой и с токоотводами производятся сваркой. Длина сварного шва должна быть не менее двойной ширины прямоугольного проводника и не менее 6 диаметров свариваемых круглых проводников. 7.261. Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h, равной или менее 150 м, представляет собой круговой конус. Вершина конуса находится на высоте h < h. На уровне земли зона o защиты образует круг радиусом r . o Горизонтальное сечение зоны защиты на высоте защищаемого резервуара h представляет собой круг радиусом r . х x Зона защиты одиночных стержневых громоотводов имеет следующие габариты:
h = 0,92 h o r = 1,5 h o r = 1,5 (h - h / 0,92). x x
При известных величинах высота одиночного стержневого молниеотвода может быть определена по формуле:
r + 1,63 h x x h = ------------ 1,5
7.262. Монтажные работы молниезащиты проводятся в соответствии с проектом. Мелкие и средние ремонты устройств молниезащиты проводят при необходимости. Капитальные ремонты следует проводить только в негрозовые периоды. После производства монтажных либо ремонтных работ молниезащиты монтажная организация, выполнившая эти работы, должна представить вместе с актом выполненных работ акты испытания устройств, обеспечивающих молниезащиту.
7.263. В процессе эксплуатации молниезащитные устройства должны проходить периодические осмотры (ревизии). Цель осмотров заключается в том, чтобы: выявить элементы, требующие замены или усиления из-за механических повреждений; проверить надежность электрической связи между токоведущими элементами (мест сварки и болтовых соединений); определить степень разрушения коррозией отдельных элементов молниезащиты и принять меры по восстановлению антикоррозийной защиты и по усилению элементов, поврежденных коррозией; проверить соответствие молниезащитных устройств категории резервуаров; измерять сопротивление всех заземлителей молниезащиты не реже одного раза в год, а при повышении сопротивления заземлителя принимать меры по доведению сопротивления до требуемых величин. 7.264. Технологические операции с нефтепродуктами, являющимися хорошими диэлектриками, сопровождаются образованием электрических зарядов - статического электричества. Большое количество зарядов может создаваться при боковом наливе светлых нефтепродуктов в резервуары, верхнем и нижнем наливе в автомобильные и железнодорожные цистерны, наливе в танки судов. 7.265. Для устранения опасности разрядов статического электричества при технологических операциях со светлыми нефтепродуктами необходимо предусматривать следующие меры: - заземление резервуаров, цистерн, трубопроводов, средств измерения уровня и отбора проб; - применение присадок для увеличения проводимости нефтепродуктов; - снижение интенсивности генерации зарядов статического электричества путем уменьшения скорости налива светлых нефтепродуктов в резервуары, суда, автомобильные и железнодорожные цистерны; - нейтрализация радиоактивным излучением; - нейтрализация зарядов статического электричества в трубопроводах с помощью электродов; - применение инертных газов. 7.266. Заземляющие устройства для защиты от статического электричества следует, как правило, объединять с заземляющими устройствами для электрооборудования и молниезащиты. Такие заземляющие устройства должны быть выполнены в соответствии с требованиями нормативно-технических документов. Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, допускается не выше 100 Ом. 7.267. Все металлические и электропроводные неметаллические части технологического оборудования должны быть заземлены независимо от применения других мер защиты от статического электричества. 7.268. Металлическое и электропроводное неметаллическое оборудование, трубопроводы, вентиляционные короба и кожухи термоизоляции трубопроводов должны представлять собой на всем протяжении непрерывную электрическую цепь, которая должна быть присоединена к контуру заземления через каждые 40-50 м не менее чем в двух точках. 7.269. Лакокрасочное покрытие, нанесенное на заземленное металлическое оборудование, считается электростатически заземленным, если сопротивление наружной поверхности покрытия относительно заземленного оборудования не превышает 10 Ом.
7.270. Автоцистерны и железнодорожные вагоноцистерны, находящиеся под наливом и сливом нефти и нефтепродуктов, в течение всего времени заполнения и опорожнения должны быть присоединены к заземляющему устройству. Не допускается подсоединение заземляющих проводников к окрашенным и загрязненным металлическим частям цистерн. Открытие люка цистерны и погружение (при верхнем наливе-сливе) в нее наливной трубы (рукава) допускается только после заземления цистерны. Отсоединение заземляющих проводников от цистерны производится после завершения налива или слива нефти и нефтепродуктов, поднятия наливной трубы из горловины цистерны, отсоединения сливного шланга. 7.271. Металлические наконечники на рукавах из неэлектропроводных материалов должны быть обеспечены токопроводной линией с металлическим заземленным корпусом наливного (сливного) устройства. При использовании армированных или электропроводных рукавов арматура или электропроводный резиновый слой их должны иметь надежное соединение с заземленным продуктопроводом и металлическим наконечником рукава. Наконечники рукавов должны быть изготовлены из металлов, исключающих искрообразование. 7.272. Нефтепродукты должны закачиваться в резервуары и цистерны без разбрызгивания или бурного перемешивания. Налив светлых нефтепродуктов свободно падающей струей не допускается. Расстояние от конца наливной трубы рукава до днища резервуара или цистерны не должно превышать 200 мм, а если это невозможно, то струя должна быть направлена вдоль стенки цистерны. 7.273. Для предотвращения образования опасных разрядов статического электричества скорость налива светлых нефтепродуктов в резервуары, цистерны и танки судов не должна превышать предельно допустимых значений, при которых заряд, приносимый с потоком нефтепродукта в резервуар, цистерну, танк судна, не мог бы вызвать искрового разряда. Предельно допустимые скорости истечения светлых нефтепродуктов зависят: от вида налива (бокового, верхнего, нижнего); свойств нефтепродукта; содержания и размера примесей; свойств материала и состояния поверхности стенок трубопровода; размеров трубопровода и емкостей; формы емкостей. Установление предельно допустимых значений налива светлых нефтепродуктов в резервуары, цистерны и танки судов осуществляется проектом либо расчетом. 7.274. При заполнении порожнего резервуара светлые нефтепродукты должны подаваться в него со скоростью не более 1 м/с до момента затопления верхней образующей приемо-раздаточного патрубка. 7.275. Понтоны из неэлектропроводных материалов должны иметь электростатическую защиту. 7.276. Ручной отбор проб нефтепродуктов из резервуаров допускается не ранее чем через 10 минут после прекращения налива нефтепродукта. Пробоотборник должен иметь токопроводящий приваренный (припаянный) к его корпусу медный тросик. Перед отбором пробы пробоотборник должен быть надежно заземлен путем подсоединения медного тросика к клеммному зажиму, расположенному преимущественно на перильном ограждении резервуара. Целостность тросика должна проверяться обслуживающим персоналом перед каждым использованием пробоотборника. 7.277. Полы разливочных станций должны быть выполнены из электропроводящих материалов, или на них должны быть уложены заземленные металлические листы, на которые устанавливают емкости, заполняемые нефтепродуктами. Допускается осуществлять заземление бочек, бидонов и других емкостей путем присоединения их к заземляющему устройству медным тросиком с наконечником под болт, винт, шпильку.
7.278. Не допускается проведение работ внутри резервуаров, где возможно образование взрывоопасных концентраций паровоздушных смесей, в спецодежде и в нательном белье из электризующихся материалов. 7.279. Осмотр и текущий ремонт заземляющих устройств защиты от проявлений статического электричества должны проводиться одновременно с осмотром и текущим ремонтом технологического и электротехнического оборудования. Измерения электрических сопротивлений заземляющих устройств должны проводиться не реже одного раза в год. Результаты измерений оформляются протоколами. 7.280. Наземные металлические сооружения из углеродистых и низколегированных сталей должны быть защищены от атмосферной коррозии металлическими и неметаллическими защитными покрытиями или устройствами. 7.281. Наружные поверхности подземных металлических сооружений - трубопроводов, резервуаров из углеродистых и низколегированных сталей - должны иметь защитные покрытия от коррозии и устройства. 7.282. Защита металлических сооружений устройствами осуществляется в соответствии с проектом. 7.283. Контроль защиты наземных металлических сооружений в процессе эксплуатации осуществляется визуально и (или) посредством измерения потенциалов на защищаемом сооружении в контрольно-измерительных пунктах, подземных металлических сооружений - только посредством измерений потенциалов. 7.284. Контрольно-измерительные пункты в зоне действия электрохимической защиты должны быть оборудованы устройствами для измерения поляризационных потенциалов сооружений. 7.285. Контроль состояния защиты металлических сооружений визуально осуществляется обслуживающим персоналом не реже 1 раза в год и (или) посредством замеров потенциалов специализированными организациями не реже 1 раза в год.
VIII. Подготовка нефтебаз к эксплуатации в осенне-зимний и весенне-летний периоды
8.1. Для обеспечения устойчивой работы нефтебазы в осенне-зимний и весенне-летний периоды на нефтебазе разрабатывается и утверждается план организационных технических мероприятий. В план подготовки необходимо включить работы, связанные с эксплуатацией резервуарных парков, сливоналивных устройств, технологических трубопроводов, энергетического хозяйства, системы водоснабжения, очистных сооружений и др. 8.2. При подготовке резервуарных парков к работе в о осенне-зимних условиях и при температуре ниже 0 С необходимо слить подтоварную воду; проверить и подготовить дыхательную и предохранительную арматуру, огневые предохранители, уровнемеры и сниженные пробоотборники; утеплить дренажные устройства газоуравнительной системы и предохранить их от снежных заносов. 8.3. Сифонный кран необходимо промыть хранимым нефтепродуктом и повернуть в боковое положение. 8.4. Электро- и пароподогреватели нефтепродуктов в резервуарах следует проверить, опрессовать и при необходимости отремонтировать. 8.5. При подготовке к зиме воду из трубопроводных коммуникаций необходимо удалить, а в задвижках, находящихся вне отапливаемых помещений и не имеющих спускных устройств, установить спускные пробки, трубопроводную арматуру при необходимости утеплить. 8.6. В зимнее время за трубопроводами должно быть установлено усиленное наблюдение. Необогревающиеся трубопроводы после перекачки должны освобождаться от вязких и сильно обводненных нефтепродуктов. 8.7. Крышки на колодцах и кожухах должны быть закрыты, чтобы в них не попадала вода. В муфтах и фланцевых соединениях заменяют неисправные прокладки, тщательно осматривают и перебирают сальники.
8.8. При подготовке очистных сооружений и канализационной сети к зиме необходимо: - провести ревизию сбросовых коллекторов, запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов, насосного оборудования, применяемого для перекачки сточных вод, шлама и нефтепродуктов, выделенных из сточных вод, оборудования, используемого при авариях (штанг, тросов, передвижных насосов), пожарных водоемов и оборудования (задвижек, гидрантов, колодцев); - очистить сооружения от шлама и накопившихся нефтепродуктов; - проверить состояние колодцев с гидравлическими затворами; в случае необходимости очистить от шламов и отремонтировать; - отремонтировать нефтесборные устройства (поворотные трубы, лотки и т. д.) и другое механическое оборудование очистных сооружений; - проверить пароподогревательные устройства на сооружениях, опрессовать их и при необходимости отремонтировать. 8.9. В зимний период года необходимо своевременно удалять снег, в первую очередь, с фронтов слива-налива нефтепродуктов, стальных вертикальных резервуаров в любое время суток, включая выходные и праздничные дни; расчищать оперативные площадки, проезды, дороги и тротуары, а также те участки территории, где он может мешать производственным операциям или действиям пожарных машин. Обеспечить готовность снегоуборочной техники, инвентаря. 8.10. Обеспечить запас топлива для топливопотребляющих установок, который необходим для поддержания установленного технологического режима и обеспечения тепловой и электрической энергией производственных зданий. 8.11. Обеспечить персонал необходимой спецодеждой и спецобувью, помещениями для обогрева и приема пищи, сушки одежды и обуви. 8.12. Подготовить ведомственный автотранспорт, технику и инвентарь к эксплуатации в зимних условиях. 8.13. На нефтебазах, не осуществляющих операций в зимний период, необходимо освободить очистные сооружения от нефтепродуктов, воды, шлама и провести консервацию оборудования. 8.14. На водных нефтебазах и нефтебазах, расположенных в зоне возможного затопления, на период прохождения паводка и подготовки к навигации разрабатывается отдельный план оргтехмероприятий. 8.15. В период паводка резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары должны заблаговременно подготавливаться к нему, обвалования и ограждения должны быть восстановлены и при необходимости наращены. 8.16. Для предотвращения всплытия резервуары на время паводка при невозможности заполнения их нефтепродуктами заливаются водой на расчетную высоту. 8.17. Ливнеотводящая сеть до наступления паводка должна быть подготовлена к пропуску вод; проходы для кабелей, труб и другие каналы, расположенные ниже уровня высоких грунтовых вод, должны быть закрыты и уплотнены, а оборудование для откачки воды проверено и подготовлено к работе. С наступлением оттепели крыши и отмостки нужно очищать от снега, а водоотводные лотки, трубы и желоба - ото льда. 8.18. Для борьбы с паводковыми водами необходимо заготовить запас инструмента и инвентаря (лопаты, мешки с песком, лодки и т. п.) и проверить готовность нефтеулавливающих устройств и средств сбора нефтеразливов. Период прохождения весеннего паводка необходимо уточнять в местных органах гидрометеорологической службы. 8.19. Обеспечить защиту от загрязнений нефтепродуктами водоемов, расположенных вблизи нефтебаз. Убрать строительный мусор, материалы, оборудование и т. п. с затопляемой территории нефтебазы.
8.20. При подготовке водных нефтебаз к работе в весенне-летний (навигационный) период необходимо: - осмотреть и отремонтировать причалы и их оборудование; - провести ревизию и опрессовку шлангующих устройств, осмотр металлических поддонов; - подготовить устройства для сбора случайно разлитого нефтепродукта; - проверить связь причалов с товарными насосными; - осмотреть и отремонтировать освещение причалов.
IX. Метрологическое обеспечение нефтебаз
9.1. Метрологическое обеспечение (МО) нефтебаз - это комплекс организационно-технических мероприятий, технических средств, правил и норм, обеспечивающих единство и требуемую точность измерений при эксплуатации оборудования нефтебаз, количественном учете нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировании, а также при определении показателей качества нефтепродуктов. Основными задачами МО нефтебаз являются: - создание необходимых условий для получения достоверной измерительной информации при определении количества и показателей качества нефтепродуктов при торговых и учетных операциях; - организация поверки средств измерений, используемых в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора; - обеспечение калибровки средств измерений; - организация и проведение ремонта средств измерений, находящихся в эксплуатации; - обеспечение аттестации испытательного оборудования; - организация аттестации методик выполнения измерений (МВИ) и методик испытаний; - проведение систематического анализа состояния измерений, контроля и испытаний на нефтебазах; - внедрение современных методов и средств измерений, автоматизированного контрольно-измерительного оборудования, измерительно-информационных систем и комплексов на эксплуатируемом объекте или на вновь строящемся (реконструируемом, технически перевооружаемом) объекте; - осуществление надзора метрологической службой или иной организационной структурой нефтебазы по обеспечению единства измерений за состоянием и применением средств измерений, аттестованными МВИ, рабочими эталонами, применяемыми для калибровки средств измерения (далее - СИ). 9.2. На нефтебазе (предприятии, включающем в себя несколько нефтебаз) создают метрологическую службу или иную организационную структуру по обеспечению единства измерений, распорядительным документом руководителя назначают лиц, ответственных за организацию и проведение работ по метрологическому обеспечению и соблюдение метрологических правил и норм. При выполнении работ в сферах распространения государственного метрологического надзора (торговых операций, взаимных расчетов между поставщиком и потребителем, государственных учетных операций, проведении сертификации (декларировании) нефтепродуктов) создаются метрологические службы или иные организационные структуры по обеспечению единства измерений. 9.3. Основные требования к средствам и методам измерений. 9.3.1. Средства измерений, используемые для определения количества нефтепродуктов при торговых операциях индивидуально или в составе ИИС, должны обеспечивать выполнение измерений с пределами относительной погрешности, установленной стандартом.
9.3.2. СИ, находящиеся в эксплуатации на нефтебазах и используемые при торговых операциях, взаимных расчетах между поставщиком и потребителем, государственных учетных операциях, при хранении и потреблении энергетических ресурсов и определении показателей энергоэффективности, характеризующих энергосбережение на предприятии, при обеспечении охраны окружающей среды и безопасности труда, при сертификации (декларировании) нефтепродуктов, подвергают поверке при выпуске из производства, при ввозе по импорту и эксплуатации в соответствии с действующими нормативно-техническими документами. СИ могут также поверяться метрологической службой нефтебазы (предприятия) или организацией, если они аккредитованы на право проведения поверочных работ. Нефтебазой должны быть составлены и согласованы с территориальным органом ГМС перечень СИ, подлежащих поверке, и график поверки. 9.3.3. СИ, эксплуатируемые на нефтебазах, которые не подлежат государственному метрологическому контролю, могут подвергаться калибровке метрологической службой нефтебазы (предприятия) или организацией, аккредитованной на проведение калибровочных работ. 9.4. Порядок осуществления поверки и калибровки резервуаров и технологических трубопроводов. 9.4.1. Резервуары нефтебаз, используемые при государственных учетных и торговых операциях при взаиморасчетах между поставщиком и потребителем, подлежат поверке органами ГМС или организацией, аккредитованной на проведение поверочных работ. Порядок проведения поверки и оформление градуировочных таблиц регламентируются действующими государственными стандартами. 9.4.2. Резервуары и технологические трубопроводы нефтебаз, используемые для технологических операций и при внутреннем учете, подлежат калибровке (определению вместимости и градуировке). Калибровку резервуаров рекомендуется проводить в соответствии с положениями действующих государственных стандартов, используемых при поверке; калибровку технологических трубопроводов - в соответствии с действующими нормативно-техническими документами. Градуировочные таблицы утверждаются руководителем нефтебазы. Калибровка резервуаров и технологических трубопроводов проводится перед вводом их в эксплуатацию (после строительства и гидравлических испытаний), по истечении срока действия градуировочной таблицы, после капитального ремонта в случае внесения конструктивных изменений, влияющих на вместимость. При изменении схемы технологических трубопроводов, их протяженности и диаметров проводится внеочередная калибровка. 9.4.3. Срок действия градуировочных таблиц резервуаров и технологических трубопроводов - не более 5 лет. 9.5. Порядок проведения поверки автоцистерн регламентируется стандартом. Погрешность измерения массы нефтепродукта в автоцистерне должна соответствовать погрешности, установленной стандартом. Межповерочный интервал для автоцистерн не должен превышать одного года. Свидетельство о поверке должно находиться у водителя автоцистерны.
X. Пожарная безопасность
10.1. При эксплуатации нефтебазы необходимо соблюдать требования правил пожарной безопасности, утвержденных в установленном порядке. 10.2. Пожарная безопасность нефтебазы должна обеспечиваться системами предотвращения пожара и противопожарной защиты в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов. 10.3. Системы пожаротушения, сигнализации, связи и первичные средства пожаротушения должны быть в исправном состоянии и постоянной готовности к действию. 10.4. Для каждого цеха, производственного участка, подразделения должны быть разработаны документы по пожарной безопасности с учетом специфики производства.
10.5. Электрооборудование и средства автоматизации, находящиеся во взрывоопасных зонах, должны соответствовать классификации помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности, установленной действующей нормативно-технической документацией. 10.6. Для повышения защищенности нефтебаз от возникновения и развития пожаров создается комплекс дополнительных технических и организационных мероприятий: модернизация оборудования, установок; применение взрывобезопасных технологий хранения нефтепродуктов; противоаварийная защита, способная предотвратить аварийный выход нефтепродукта; противопожарная защита, обеспечивающая предотвращение развития пожара; организационные мероприятия по подготовке персонала нефтебазы к предупреждению, локализации и ликвидации аварий и пожаров.
___________
Приложение N 1
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(образец)
УТВЕРЖДАЮ _________________________________ должность руководителя _________________________________ Ф. И. О. руководителя "__" ___________ 200_ г.
ПАСПОРТ НЕФТЕБАЗЫ
___________________________________________________________________ (организационно-правовая форма и наименование организации - владельца нефтебазы)
Паспорт составил: _______________________________________ должность, Ф. И. О. ответственного лица подпись
Дата составления: "__" ____________ 200_ г.
Указание по заполнению паспорта: Паспорт составляется на основании проектной и технической документации, формуляров и паспортов на технологическое, энергетическое и вспомогательное оборудование. Записи в паспорте производятся разборчиво без помарок и исправлений.
1. ОБЩИЕ ДАННЫЕ Юридический адрес организации - владельца нефтебазы ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ Телефон ______________________________________________________ Арендатор (заполняется при аренде нефтебазы) ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ Почтовый адрес нефтебазы _____________________________________ ___________________________________________________________________ Год ввода в эксплуатацию _____________________________________ Наименование документа о землепользовании, дата выдачи, наименование органа, выдавшего документ ___________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ Занимаемая площадь _______________ га.
2. РЕЗЕРВУАРНАЯ ЕМКОСТЬ Всего ________________ куб. м, в том числе: для автобензинов ________________ куб. м для дизельного топлива __________ куб. м для масел _______________________ куб. м
Из общего объема: металлических вертикальных резервуаров ___________ куб. м металлических горизонтальных резервуаров _________ куб. м.
+-----------------------------------------------------------------+ |N резервуара по|Хранимый| Характер | Номинальная| Год | |технологической| продукт| установки |вместимость,|постройки | | схеме | | (наземный, | куб. м | | | | | подземный) и | | | | | | исполнение | | | | | |(горизонтальный,| | | | | | вертикальный, | | | | | | сферический | | | | | | и т. д.) | | | +---------------+--------+----------------+------------+----------| +---------------+--------+----------------+------------+----------| +---------------+--------+----------------+------------+----------| +---------------+--------+----------------+------------+----------| +---------------+--------+----------------+------------+----------| +-----------------------------------------------------------------+
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ТРУБОПРОВОД
3.1. От железнодорожных сливоналивных сооружений до насосных станций (насосных агрегатов) Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров От причальных сооружений до насосных станций (насосных агрегатов) Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров От магистрального нефтепродуктопровода до резервуаров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров 3.2. От насосных станций (насосных агрегатов) до резервуаров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров
3.3. От резервуаров до наливных устройств Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров Ду ______ мм, протяженность _________________ метров
4. УСТРОЙСТВА СЛИВА-НАЛИВА Наименование, марка, количество: 1. ________________________________________________________________ 2. ________________________________________________________________ 3. ________________________________________________________________ 4. ________________________________________________________________ 5. ________________________________________________________________ 6. ________________________________________________________________ 7. ________________________________________________________________ 8. ________________________________________________________________
5. ПРИЧАЛЬНЫЕ СООРУЖЕНИЯ Характеристика, техническая оснащенность ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________
6. УСТРОЙСТВА НАЛИВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ Наименование, марка, количество: 1. ________________________________________________________________ 2. ________________________________________________________________ 3. ________________________________________________________________ 4. ________________________________________________________________ 5. ________________________________________________________________ 6. ________________________________________________________________ 7. ________________________________________________________________ 8. ________________________________________________________________ 9. ________________________________________________________________ 10. _______________________________________________________________
7. НАСОСНЫЕ АГРЕГАТЫ +-----------------------------------------------------------------+ |Тип и марка| Год |Производи-|Напор,|Перекачиваемый| Мощность | | насосных |установки|тельность,| м | нефтепродукт | электро- | | агрегатов | |куб. м/час| | |двигателя,| | | | | | | кВт | +-----------+---------+----------+------+--------------+----------| +-----------+---------+----------+------+--------------+----------| +-----------+---------+----------+------+--------------+----------| +-----------+---------+----------+------+--------------+----------| +-----------------------------------------------------------------+
8. ХАРАКТЕРИСТИКА ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ +-----------------------------------------------------------------+ | N | Наименование | Площадь, | Категория по | Классы | | п/п | зданий и | кв. м | взрывопожа- | (зоны) | | | сооружений, | | роопасности | по ПУЭ | | | их краткая | | | | | | характеристика | | | | +---------+------------------+----------+--------------+----------| +---------+------------------+----------+--------------+----------| +---------+------------------+----------+--------------+----------| +---------+------------------+----------+--------------+----------| +---------+------------------+----------+--------------+----------| +-----------------------------------------------------------------+
9. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ Источники электроснабжения (краткая характеристика, точки подключения): основное __________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ резервное _________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ автономное ________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________
Установленная мощность потребителей +-----------------------------------------------------------------+ | Наименование | Установленная | Примечание | | электропотребителя | мощность, кВт | | +--------------------------------+-----------------+--------------| |1. Оборудование технологическое | | | +--------------------------------+-----------------+--------------| |2. Оборудование вспомогательное | | | +--------------------------------+-----------------+--------------| |3. Освещение наружное | | | +--------------------------------+-----------------+--------------| |4. Освещение внутреннее | | | +--------------------------------+-----------------+--------------| |5. Отопление | | | +--------------------------------+-----------------+--------------| |6. Прочие | | | +-----------------------------------------------------------------+
10. ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ Источники получения тепла (краткая характеристика, точка подключения) ______________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________
11. ВОДОСНАБЖЕНИЕ Источники водоснабжения (краткая характеристика, точка подключения) ______________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________
12. КАНАЛИЗАЦИЯ Краткая характеристика, точка подключения: промливневой канализации __________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ хозяйственно-бытовой канализации __________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________
13. ОЧИСТНЫЕ СООРУЖЕНИЯ Краткая характеристика _______________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________
14. ВЕНТИЛЯЦИЯ +-----------------------------------------------------------------+ | Наименование | Место | Назначение | Производи- | Примечание | | вентустановки|установки | (приточная, | тельность, | | |(вентилятора),| | вытяжная | куб. м/час | | | тип, марка, | | приточно- | | | | количество | | вытяжная) | | | +--------------+----------+-------------+------------+------------| +--------------+----------+-------------+------------+------------| +--------------+----------+-------------+------------+------------| +--------------+----------+-------------+------------+------------| +--------------+----------+-------------+------------+------------| +--------------+----------+-------------+------------+------------| +--------------+----------+-------------+------------+------------| +--------------+----------+-------------+------------+------------| +-----------------------------------------------------------------+
15. СРЕДСТВА ПОЖАРОТУШЕНИЯ Стационарные (краткая характеристика) ________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ Передвижные (краткая характеристика) _________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________
Первичные +-----------------------------------------------------------------+ | Наименование | Наименование | Количество | Примечание | | средства, | объекта | | | | марка | (помещения) | | | | | комплектования | | | +----------------+------------------+--------------+--------------| +----------------+------------------+--------------+--------------| +----------------+------------------+--------------+--------------| +----------------+------------------+--------------+--------------| +----------------+------------------+--------------+--------------| +-----------------------------------------------------------------+
16. СВЯЗЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ Краткая характеристика, точка подключения: связь _____________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ сигнализация ______________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________
17. ПОДЪЕЗДНЫЕ ПУТИ Железнодорожные (краткая характеристика, протяженность) ______ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ Автомобильные (краткая характеристика, площадь) ______________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________
18. РЕКОНСТРУКЦИЯ, КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ ЗДАНИЙ, СООРУЖЕНИЙ
+-----------------------------------------------------------------+ | Дата начала | Дата окончания | Наименование реконструкции, | | | | капитального ремонта зданий, | | | | сооружений | +-------------+----------------+----------------------------------| +-------------+----------------+----------------------------------| +-------------+----------------+----------------------------------| +-------------+----------------+----------------------------------| +-------------+----------------+----------------------------------| +-------------+----------------+----------------------------------| +-----------------------------------------------------------------+
Главный инженер нефтебазы ____________________________________
___________
Приложение N 2
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(образец)
Ж У Р Н А Л осмотров и ремонтов зданий, сооружений и оборудования __________________________ нефтебазы
Начат "__" ____________ 20__ г. Окончен "__" __________ 20__ г.
+-----------------------------------------------------------------+ | Наименование | Дата | Выявленные | Ф. И. О., подпись | | объекта | осмотра | дефекты | ответственного лица, | | | | | проводившего осмотр | +--------------+---------+------------+---------------------------| +-----------------------------------------------------------------+ +-----------------------------------------------------------------+ | Наименование выполненных работ, |Дата, Ф. И. О., подпись| | качество выполненных работ | ответственного за | | | содержание объекта | +-----------------------------------------+-----------------------| +-----------------------------------------------------------------+
____________
Приложение N 3
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(образец)
УТВЕРЖДАЮ _________________________________ должность руководителя _________________________________ Ф. И. О. руководителя "__" __________ 20__ г.
ТЕХНИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ на резервуар
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
N резервуара по технологической схеме ............................. Инвентарный N резервуара .......................................... Номинальная вместимость резервуара, куб. м ........................ Базовая высота (высотный трафарет), мм ............................ Максимальный взлив, мм ............................................ Минимальный взлив, мм ............................................. Назначение резервуара ............................................. (хранимый нефтепродукт) Вид расположения .................................................. (наземный, подземный) Форма резервуара .................................................. (горизонтальный цилиндрический, вертикальный цилиндрический, прямоугольный и т. д.) Форма днищ резервуара ............................................. (плоские, сферические, конусные, усеченно-конусные для горизонтальных резервуаров) Вес резервуара .................................................... Конструктивные особенности ........................................ (односекционные, многосекционные для горизонтальных резервуаров) Дата установки .................................................... Фирма, завод-изготовитель ......................................... Заводской номер ................................................... Дата выпуска резервуара ........................................... Дата составления паспорта ".." .............. 20.. г.
Примечание. За правильное и своевременное заполнение, содержание и хранение паспорта несет ответственность главный инженер нефтебазы.
2. ГЕОМЕТРИЧЕСКИЕ РАЗМЕРЫ
Высота (длина) резервуара, мм ..................................... Количество поясов ................................................. Диаметр резервуара, мм ............................................ Толщина металла стенок резервуара по поясам, мм ................... ................................................................... ................................................................... ................................................................... ................................................................... ................................................................... Толщина металла днищ резервуара, мм ............................... Глубина заложения горловины подземного резервуара, мм ............. Высота горловины подземного резервуара, мм ........................ Объем или геометрические размеры внутренних деталей резервуара .... ................................................................... ................................................................... Характеристика фундаментов резервуара ............................. ................................................................... ................................................................... Характеристика устройства для подогрева нефтепродуктов ............ ................................................................... ................................................................... ................................................................... ...................................................................
3. ОБОРУДОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРА
Тип дыхательного клапана .......................................... Тип предохранительного клапана .................................... Тип замерного устройства .......................................... Тип огневого предохранителя ....................................... Тип понтона ....................................................... Ду приемораздаточных патрубков .................................... Прочее оборудование ...............................................
4. ЭСКИЗ РЕЗЕРВУАРА
5. СВЕДЕНИЯ О ЗАЧИСТКЕ РЕЗЕРВУАРА
+-----------------------------------------------------------------+ | Дата | Исполнитель | Результаты | Подпись | | зачистки | работ | зачистки | проверяющего | +----------+--------------------------+------------+--------------| +----------+--------------------------+------------+--------------| +----------+--------------------------+------------+--------------| +-----------------------------------------------------------------+
6. СВЕДЕНИЯ О РЕМОНТЕ РЕЗЕРВУАРА И РЕЗЕРВУАРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
+-----------------------------------------------------------------+ | Дата | Наименование резервуара, |Исполнитель | Подпись | | ремонта |резервуарного оборудования| ремонта | проверяющего | +----------+--------------------------+------------+--------------| +----------+--------------------------+------------+--------------| +----------+--------------------------+------------+--------------| +-----------------------------------------------------------------+
7. БАЗОВАЯ ВЫСОТА (ВЫСОТНЫЙ ТРАФАРЕТ) РЕЗЕРВУАРА
+------------------------------------------------------------------+ | Дата |20__ г.|20__ г.|20__ г.|20__ г.|20__ г.|20__ г.|20__ г.| | замера | | | | | | | | | базовой | | | | | | | | | высоты | | | | | | | | |(высотного| | | | | | | | |трафарета)| | | | | | | | +----------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |Значение | | | | | | | | |базовой | | | | | | | | |высоты, мм| | | | | | | | +------------------------------------------------------------------+
8. СВЕДЕНИЯ ОБ ОБСЛЕДОВАНИЯХ РЕЗЕРВУАРА
+-----------------------------------------------------------------+ | Дата проведения и | Наименование | Результаты | | вид обследования | производителя работ | обследования | | | по обследованию | | +-----------------------+-------------------------+---------------| +-----------------------+-------------------------+---------------| +-----------------------+-------------------------+---------------| +-----------------------+-------------------------+---------------| +-----------------------+-------------------------+---------------| +-----------------------+-------------------------+---------------| +-----------------------+-------------------------+---------------| +-----------------------------------------------------------------+
Главный инженер нефтебазы ____________________________________
___________
Приложение N 4
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(образец)
Ж У Р Н А Л распоряжений по приему и внутрибазовым перекачкам
+-----------------------------------------------------------------+ |Дата,|Содержание задания|Ф. И. О., должность|Ф. И. О., должность | |время| (распоряжения) |и подпись выдавшего| (профессия) | | | | задание | получившего | | | | | задание | +-----+------------------+-------------------+--------------------| +-----+------------------+-------------------+--------------------| +-----+------------------+-------------------+--------------------| +-----------------------------------------------------------------+
Примечания:
1. Журнал является внутренним документом нефтебазы. 2. Журнал ведется в одном экземпляре, прошнуровывается, пронумеровывается, скрепляется печатью и заверяется подписью ответственного за делопроизводство на нефтебазе.
___________
Приложение N 5
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(образец)
С П Р А В К А N _________ анализа воздуха в резервуаре
"__" ___________ 20__ г. _____ час. _____ мин.
В резервуаре N _______ для хранения __________________________ (наименование хранимого продукта) отобрана проба воздуха ____________________________________________ ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ (метод отбора, наименование и номер прибора) анализ которой показал содержание: 1) паров углеводорода по норме _______________ мг/л, фактически ________________ мг/л 2) сероводородов по норме _______________ мг/л, фактически ________________ мг/л 3) тетраэтилсвинца по норме________________ мг/л, фактически ________________ мг/л
Подпись ___________________________________________________________ (подпись лица, проводившего анализ)
___________
Приложение N 6
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(рекомендуемое)
УТВЕРЖДАЮ _________________________________ должность руководителя нефтебазы _________________________________ Ф. И. О., подпись "__" ___________ 200_ г.
А К Т на выполненную зачистку резервуара N ______
Основание ____________________________________________________ (периодическая или внеплановая зачистка, смена продукта, ремонт и т. д.)
Комиссией в составе: председатель ______________________________________________________ члены комиссии: ___________________________________________________ ___________________________________________________ ___________________________________________________ ___________________________________________________ ___________________________________________________ ___________________________________________________
составлен настоящий акт о том, что произведен внутренний осмотр резервуара N ____ после зачистки из-под ________________ для ______ Перед зачисткой резервуара извлечены остатки продукта _______: - пригодного для дальнейшего использования в количестве ________ л и слитого в _______________________________________________________ наименование емкости - непригодного к дальнейшему использованию в количестве ________ л и утилизированного ________________________________________________ Вывод комиссии: ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________ (качество зачистки соответствует ГОСТ, готовность резервуара к ремонту и т. д.)
Подписи:
председатель ______________________________________________________ члены комиссии ____________________________________________________
___________
Приложение N 7
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(образец)
________________ нефтебаза цех ______________________
П А С П О Р Т технологического трубопровода
1. Общие сведения Назначение трубопровода ___________________________________________ Рабочие параметры: рабочая среда _____________________________________________________ давление __________________________________________________________ температура _______________________________________________________
+-----------------------------------------------------------------+ |Наименование участка | Наружный | Марка | Протяженность, м | | трубопровода или | диаметр | стали | | | обозначение его на | и толщина | | | |технологической схеме| стенки, мм | | | +---------------------+-------------+-------+---------------------| +---------------------+-------------+-------+---------------------| +---------------------+-------------+-------+---------------------| +---------------------+-------------+-------+---------------------| +---------------------+-------------+-------+---------------------| +---------------------+-------------+-------+---------------------| +-----------------------------------------------------------------+
2. Сведения об арматуре
+-----------------------------------------------------------------+ |N по тех-| Наименование |Марка| Условный | Условное | | нологи- | | | диаметр(Ду),| давление (Ру), | | ческой | | | мм | МПа | | схеме | | | | | +---------+----------------+-----+-------------+------------------| +---------+----------------+-----+-------------+------------------| +---------+----------------+-----+-------------+------------------| +---------+----------------+-----+-------------+------------------| +---------+----------------+-----+-------------+------------------| +---------+----------------+-----+-------------+------------------| +---------+----------------+-----+-------------+------------------| +---------+----------------+-----+-------------+------------------| +---------+----------------+-----+-------------+------------------| +---------+----------------+-----+-------------+------------------| +---------+----------------+-----+-------------+------------------| +---------+----------------+-----+-------------+------------------| +---------+----------------+-----+-------------+------------------| +---------+----------------+-----+-------------+------------------| +-----------------------------------------------------------------+
3. Испытания
+-----------------------------------------------------------------+ | Дата |Метод и условия испытания | Производитель | Результаты | |испытания| | испытательных | испытания | | | | работ | | +---------+--------------------------+---------------+------------| +---------+--------------------------+---------------+------------| +---------+--------------------------+---------------+------------| +---------+--------------------------+---------------+------------| +---------+--------------------------+---------------+------------| +---------+--------------------------+---------------+------------| +-----------------------------------------------------------------+
4. Ремонт
+-----------------------------------------------------------------+ | Дата |Выполненные работы | Производитель | Подпись | |ремонта| | работ | ответственного лица | +-------+-------------------+---------------+---------------------| +-------+-------------------+---------------+---------------------| +-------+-------------------+---------------+---------------------| +-------+-------------------+---------------+---------------------| +-------+-------------------+---------------+---------------------| +-----------------------------------------------------------------+
Паспорт составил __________________________________________________ (Ф. И. О., должность, подпись)
______________
Приложение N 8
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(рекомендуемое)
Ж У Р Н А Л эксплуатации насосных агрегатов
+--------------------------------------------------------------------------+ |Дата| N по | Время| Время | Показание |Ф. И. О. |Выявленные |Отметка об | | |техно-|начала|окончания| манометра |дежурного| дефекты и |устранении | | | логи-|работы| работы | (вакуум- |машиниста| замечания |дефектов и | | |ческой| | |метра), МПа| | в работе, |замечаний, | | |схеме,| | | | | подпись | подпись | | | марка| | | | |ответствен-|ответствен-| | |насоса| | | | | ного лица | ного лица | +----+------+------+---------+-----------+---------+-----------+-----------| +----+------+------+---------+-----------+---------+-----------+-----------| +----+------+------+---------+-----------+---------+-----------+-----------| +----+------+------+---------+-----------+---------+-----------+-----------| +----+------+------+---------+-----------+---------+-----------+-----------| +----+------+------+---------+-----------+---------+-----------+-----------| +--------------------------------------------------------------------------+
Примечания: 1. Журнал является внутренним документом нефтебазы. 2. Журнал ведется в одном экземпляре, прошнуровывается, пронумеровывается, скрепляется печатью и заверяется подписью ответственного за делопроизводство на нефтебазе.
___________
Приложение N 9
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(рекомендуемое)
Ж У Р Н А Л учета повреждений систем налива (стояков налива)
_____________ нефтебаза
+--------------------------------------------------------------------------+ | Дата |N системы| Описание | Ф. И. О., |Принятые меры| Дата | Ф. И. О., | | уста- | (стояка)| дефекта | должность |по устранению| устра-| должность | | новле-|по техно-|(поврежде-|(профессия)| дефекта | нения |ответствен-| | ния | логиче- | ния) | лица, |(повреждения)|дефекта| ного | |дефекта| ской | | выявившего| | |за эксплуа-| | | схеме | | дефекта | | | тацию | +-------+---------+----------+-----------+-------------+-------+-----------| +-------+---------+----------+-----------+-------------+-------+-----------| +--------------------------------------------------------------------------+
Примечания: 1. Журнал является внутренним документом нефтебазы.
2. Журнал ведется в одном экземпляре, прошнуровывается, пронумеровывается, скрепляется печатью и заверяется подписью ответственного за делопроизводство на нефтебазе.
___________
Приложение N 10
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(рекомендуемое)
Ж У Р Н А Л регистрации анализов очищенных сточных вод
_______________ нефтебаза
+-----------------------------------------------------------------------------+ |Дата и|Опреде-| Концен- |Концен-|Прибор,| Ф. И. О., | Принятые | Ф. И. О., | |время | ляемый| трация | трация| метод | должность,| меры по | должность,| |отбора|показа-|по норме,| факти-|анализа| подпись | устранению | подпись | | проб | тель | мг/л |ческая,| |ответствен-| превышения |ответствен-| | | | | мг/л | | ного за |концентрации| ного за | | | | | | |эксплутацию| |эксплутацию| | | | | | | очистных | | очистных | | | | | | | сооружений| | сооружений| +------+-------+---------+-------+-------+-----------+------------+-----------| +------+-------+---------+-------+-------+-----------+------------+-----------| +-----------------------------------------------------------------------------+
Примечания: 1. Журнал является внутренним документом нефтебазы. 2. Журнал ведется в одном экземпляре, прошнуровывается, пронумеровывается, скрепляется печатью и заверяется подписью ответственного за делопроизводство на нефтебазе.
___________
Приложение N 11
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(рекомендуемое)
Ж У Р Н А Л учета лабораторных анализов нефти и нефтепродуктов
_______________ нефтебаза
+-----------------------------------------------------------------+ |Дата,|Номер|Наименование|Объект|Результаты|Ф. И. О.,| Ф. И. О., | |время|пробы| продукта |отбора| анализа | подпись | подпись | | | | | пробы| |лаборанта| лица, | | | | | | | |получившего | | | | | | | |результаты | | | | | | | | анализа | +-----+-----+------------+------+----------+---------+------------| +-----+-----+------------+------+----------+---------+------------| +-----+-----+------------+------+----------+---------+------------| +-----+-----+------------+------+----------+---------+------------| +-----------------------------------------------------------------+
Примечания: 1. Журнал является внутренним документом нефтебазы. 2. Журнал ведется в одном экземпляре, прошнуровывается, пронумеровывается, скрепляется печатью и заверяется подписью ответственного за делопроизводство на нефтебазе.
___________
Приложение N 12
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(рекомендуемое)
_____________ нефтебаза
Ж У Р Н А Л по осмотру электроустановок
+-----------------------------------------------------------------+ | Дата | Наименование |Результаты осмотра,|Ф. И. О., должность,| | | объекта, | принятые меры, | подпись лица, | | |электроустановки|выполненные работы | ответственного за | | | | | электроустановку | +-------+----------------+-------------------+--------------------| +-------+----------------+-------------------+--------------------| +-------+----------------+-------------------+--------------------| +-------+----------------+-------------------+--------------------| +-----------------------------------------------------------------+
Примечания: 1. Журнал является внутренним документом нефтебазы. 2. Журнал ведется в одном экземпляре, прошнуровывается, пронумеровывается, скрепляется печатью и заверяется подписью ответственного за делопроизводство на нефтебазе.
___________