8.17. Автоцистерны, стоящие под сливом-наливом на автоналивных станциях, заземляются с наличием блокировки, исключающей возможность запуска насосов для перекачки нефтепродуктов при отсутствии такого заземления.
8.18. Для предупреждения возможности накопления зарядов статического электричества и возникновения опасных разрядов при выполнении технологических сливоналивных операций с нефтепродуктами предусматривается заземление цистерн, трубопроводов, наливных устройств, а также ограничение скорости налива в начальной и конечной стадиях налива.
8.19. Средства транспортирования нефтепродуктов (автоцистерны, индивидуальные емкости-секции секционных автоцистерн) рекомендуется закреплять за определенной группой нефтепродуктов. Перед использованием их для транспортирования другой группы, средства транспортирования нефтепродуктов предварительно подготавливают.
9. Безопасность при приеме и отпуске нефти и нефтепродуктов через сливоналивные причалы обеспечивается следующим.
9.1. Швартовку наливных судов и плавучих цистерн с легковоспламеняющимися нефтепродуктами не рекомендуется проводить стальными тросами.
9.2. Причальные сооружения рекомендуется выполнять из подходных эстакад, центральных платформ, швартовых фалов и отбойных устройств. Причалы (пирсы) и причальные сооружения рекомендуется оснащать:
швартовыми устройствами для упора и надежной швартовки судов;
системой трубопроводов, проложенной с берега на причал (пирс);
шлангующими устройствами с автоматизированным приводом для соединения трубопроводов причала со сливоналивными устройствами судов или сливоналивными устройствами - стендерами;
средствами механизации швартовки;
средствами подачи электроэнергии, стационарным и переносным освещением;
средствами связи с судами;
системой автоматической пожарной защиты и спасательными средствами;
устройством для заземления судов;
системой сбора дождевых стоков и аварийных проливов.
9.3. Работы по присоединению и отсоединению шлангов на причале рекомендуется механизировать.
9.4. На стационарных и плавучих причалах отбойные устройства выполняются из эластичных материалов, уменьшающих жесткие удары и исключающих образование искр во время швартовки.
9.5. Для контроля за перекачкой на трубопроводе у насосной станции и у стендеров рекомендуется устанавливать приборы, контролирующие давление. Показания приборов рекомендуется вывести в операторную.
9.6. При несанкционированных отходах судна от причала рекомендуется устанавливать автоматическое устройство аварийного отсоединения стендера.
9.7. Для предотвращения пролива нефтепродуктов на технологическую площадку причала (пирса) при аварии, а также отсоединения наливных устройств от приемных патрубков судна наливные устройства оборудуются быстро закрывающимися клапанами.
9.8. Наливная система оборудуется устройствами защиты от гидравлического удара.
9.9. Для предупреждения опасных проявлений статического электричества рекомендуемая скорость движения нефтепродукта в трубопроводе в начальной стадии заполнения танкера устанавливается проектной организацией.
9.10. Причалы для слива-налива оборудуются устройствами заземления.
9.11. Грузовые и вспомогательные операции рекомендуется начинать после окончания работ по заземлению корпуса судна и соответствующих трубопроводов.
9.12. Во время грозы и сильного ветра более 15 м/с не рекомендуется проведение сливоналивных операций с ЛВЖ.
10. Безопасность при хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах обеспечивается следующим.
10.1. Для вновь строящихся и реконструируемых нефтебаз не рекомендуется хранение нефти и нефтепродуктов в заглубленных и подземных резервуарах.
10.2. Для хранения нефти и нефтепродуктов рекомендуется использовать вертикальные стальные резервуары.
10.3. При применении стальных резервуаров с защитной стенкой (типа "стакан в стакане") рекомендуется обеспечивать контроль утечек продукта в межстенное пространство по прямому (утечки) или косвенному (загазованность) параметрам. При обнаружении нарушения герметичности основного резервуара он выводится из эксплуатации.
10.4. Для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефти и нефтепродуктов стальные вертикальные резервуары, в зависимости от свойств хранимого продукта, оснащаются следующими техническими устройствами:
приемораздаточные патрубки с запорной арматурой;
дыхательная и предохранительная арматура;
устройства для отбора пробы и подтоварной воды;
приборы контроля, сигнализации и защиты;
устройства подогрева;
противопожарное оборудование;
вентиляционные патрубки с огнепреградителями.
Полный комплект устанавливаемых на резервуаре устройств и оборудования и схема их расположения определяются в проектной документации.
10.5. Расходные резервуары для авиационного топлива оборудуются плавающими устройствами для верхнего забора топлива.
Не рекомендуется хранить авиационное топливо в резервуарах с плавающей крышей.
10.6. Конструкция резервуара и устанавливаемое на нем оборудование, арматура и приборы рекомендуется выполнять для обеспечения безопасной эксплуатации резервуаров при:
наполнении, хранении и опорожнении;
зачистке и ремонте;
отстое и удалении подтоварной воды;
отборе проб;
замере уровня, температуры, давления;
проведении работ по обслуживанию установленного оборудования и приборов.
10.7. Каждый резервуар изготавливается в соответствии с проектной документацией. На каждый резервуар рекомендуется составлять паспорт. На корпус резервуара наносится номер, обозначенный в его паспорте.
10.8. Скорость наполнения (опорожнения) резервуаров выбирается меньше суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных устройств.
10.9. Максимальная производительность наполнения (опорожнения) для резервуаров с плавающей крышей или понтоном ограничивается допустимой скоростью движения понтона (плавающей крыши), которая не превышает для резервуаров емкостью до 700 куб. м - 3,3 м/ч, для резервуаров емкостью свыше 700 куб. м - 6 м/ч. При этом скорость понтона при сдвиге не превышает 2,5 м/ч.
10.10. Поддержание давления в резервуарах осуществляется при помощи дыхательной и предохранительной арматуры. Дыхательная арматура выбирается в зависимости от типа резервуара и хранимого продукта.
10.11. При установке на резервуарах гидравлических клапанов последние заполняются трудно испаряющейся, некристаллизующейся, неполимеризующейся и незамерзающей жидкостью.
10.12. Дыхательные клапаны устанавливаются непримерзающими.
10.13. На резервуарах, оборудованных дыхательными клапанами, устанавливаются предохранительные клапаны равнозначной пропускной способности. Дыхательные и предохранительные клапаны устанавливаются на самостоятельных патрубках.
10.14. Материал уплотнителей (затворов) понтонов и плавающих крыш выбирается с учетом свойств хранимого продукта и регламентируется проектной документацией к параметрам долговечности, морозоустойчивости, теплостойкости, проницаемости парами хранимого продукта, воспламеняемости.
10.15. Трубопроводная обвязка резервуаров и насосной выполняется с учетом обеспечения возможности перекачки продуктов из одного резервуара в другой в случае аварийной ситуации. Резервуары ЛВЖ и ГЖ для освобождения их в аварийных случаях от хранимых продуктов оснащаются быстродействующей запорной арматурой с дистанционным управлением из мест, доступных и безопасных для обслуживания в аварийных условиях. Время срабатывания арматуры определяется условиями технологического процесса и требованиями, обеспечивающими безопасность работ.
10.16. Для сокращения потерь нефтепродуктов, предотвращения загрязнения окружающей среды группы резервуаров со стационарными крышами без понтонов, предназначенные для хранения бензинов, оборудуются газоуравнительными системами или оборудуются системами улавливания и рекуперации паров.
При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой не рекомендуется объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными бензинами.
10.17. При оснащении резервуаров газоуравнительной системой предусматриваются средства дистанционного отключения каждого резервуара от этой системы в случае его аварийного состояния (для предотвращения распространения аварийной ситуации по газоуравнительной системе).
10.18. Для исключения загазованности (образования взрывоопасной концентрации паров) резервуары для хранения нефтепродуктов оборудуются "азотной подушкой". При хранении нефтепродуктов под "азотной подушкой" в группах резервуаров последние оборудуются общей газоуравнительной линией со сбросом через гидрозатвор в атмосферу через "свечу" при "малых дыханиях" и при наполнении резервуаров.
10.19. Свеча для сброса паров нефти нефтепродуктов устанавливается с учетом обеспечения безопасных условий рассеивания газа при исключении образования взрывоопасных концентраций в зоне размещения технологического оборудования, зданий и сооружений. Место размещения и высота свечи определяются в проектной документации.
10.20. Резервуары для нефти и нефтепродуктов оснащаются средствами контроля и автоматизации в соответствии с проектом.
10.21. Для удаления подтоварной воды из вертикальных цилиндрических резервуаров, предназначенных для хранения нефти и нефтепродуктов, предусматривается система дренирования подтоварной воды.
10.22. В целях предотвращения перегрузки системы дренирования при автоматическом сбросе подтоварной воды рекомендуется выполнить блокировку, исключающую одновременный сброс в нее из нескольких резервуаров.
10.23. Резервуары с нефтью и нефтепродуктами оборудуются пробоотборниками, расположенными внизу. Ручной отбор проб через люк на крыше резервуара не рекомендуется.
10.24. Устройство систем измерения уровня и отбора проб выполняется с условием обеспечения возможности проверки их работоспособности без демонтажа и освобождения резервуара от продукта.
10.25. Контроль уровня нефтепродуктов в резервуарах осуществляется контрольно-измерительными приборами.
10.26. Резервуарные парки хранения нефти и светлых нефтепродуктов оснащаются ДВК, срабатывающими при достижении концентрации паров нефтепродукта 20% от НКПР.
Число и порядок размещения датчиков сигнализаторов ДВК определяются в проектной документации, в зависимости от вида хранящихся продуктов, условий их хранения, объема единичных емкостей резервуаров и порядка их размещения в составе склада (парка).
10.27. Датчики сигнализаторов ДВК рекомендуется устанавливать по периметру обвалования складов (парков) с внутренней стороны на высоте 1,0 - 1,5 м от планировочной отметки поверхности земли.
10.28. Расстояние между датчиками сигнализаторов выбирается меньше 2-х радиусов действия датчика. При смежном расположении групп емкостей и резервуаров или отдельных резервуаров в собственном обваловании (ограждении) установка датчиков сигнализаторов по смежному (общему для двух групп) обвалованию (ограждению) не требуется.
10.29. Датчики ДВК рекомендуется устанавливать в районе узла запорно-регулирующей арматуры склада (парка), расположенного за пределами обвалования. Количество датчиков сигнализаторов выбирается в зависимости от площади, занимаемой узлом, с учетом допустимого расстояния между датчиками не более 20 м, но не менее двух датчиков. Датчики сигнализаторов НКПР рекомендуется располагать противоположно по периметру площадки узла на высоте 0,5 - 1,0 м от планировочной отметки земли.
10.30. Для хранения мазута применяются железобетонные, металлические горизонтальные и вертикальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей.
10.31. При хранении высоковязких и застывающих нефтепродуктов предусматривается их подогрев. Выбор вида теплоносителя осуществляется проектной организацией в зависимости от вида хранимого или перекачиваемого продукта, его физико-химических свойств и показателей взрывопожароопасности, климатических условий, типа резервуаров для хранения.
10.32. Резервуары для мазута оборудуются устройствами подогрева мазута. При расположении внутри резервуара парового разогревающего устройства снаружи резервуара предусматриваются штуцеры для дренажа и воздушника с запорными устройствами для дренирования конденсата.
10.33. Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах принимается ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов в закрытом тигле не менее чем на 15 °C и не выше 90 °C. Температуру подогреваемого в резервуаре нефтепродукта рекомендуется постоянно контролировать с регистрацией показаний в помещении управления (операторной).
В резервуарах, оборудованных змеевиковыми подогревателями, не рекомендуется подогрев мазута при уровне жидкости над подогревателями менее 500 мм.
10.34. При подогреве нефтепродукта с помощью пароподогревателей давление насыщенного пара принимается ниже 0,4 МПа (4 кгс/кв. см).
10.35. Подвод трубопроводов пара и конденсатопроводов выполняется с учетом безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.
10.36. Подогреватели рекомендуется изготавливать из стальных бесшовных труб.
10.37. При хранении в резервуарах нефти, мазута и других высоковязких нефтепродуктов для предотвращения накопления осадков предусматривается система размыва.
10.38. Установка электрооборудования и прокладка электрокабельных линий внутри обвалования резервуаров не рекомендуется, за исключением выполненных взрывозащищенными системы электроподогрева, систем электрохимзащиты, устройств для контроля и автоматики, а также приборов местного освещения.
10.39. Запорное устройство, устанавливаемое непосредственно у резервуара, выполняется с ручным приводом и дублируется электроприводными задвижками, установленными вне обвалования.
10.40. Общее освещение резервуарных парков осуществляется прожекторами. Прожекторные мачты устанавливаются на расстоянии не менее 10 м от резервуаров, но во всех случаях вне обвалования или ограждающих стен.
10.41. Для обеспечения электростатической безопасности нефтепродукты заливаются в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности).
При заполнении порожнего резервуара нефть (нефтепродукты) рекомендуется подавать со скоростью не более 1 м/с до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши).
11. Безопасность при хранении нефти и нефтепродуктов в таре обеспечивается следующим.
11.1. Хранение нефтепродуктов в таре осуществляется в специально оборудованных зданиях или под навесами.
Нефтепродукты в таре (кроме ЛВЖ) рекомендуется хранить на открытых площадках в условиях отрицательных температур не более одного месяца.
11.2. Не рекомендуется совместное хранение ЛВЖ в одном помещении с другими веществами, которые могут образовывать с ними взрывоопасные смеси.
11.3. Складские помещения для нефтепродуктов в таре рекомендуется объединять в одном здании с разливочными и расфасовочными, а также с насосными и другими помещениями при условии обеспечения пожарной безопасности.
11.4. Складские помещения и площадки для хранения нефтепродуктов в таре рекомендуется оснащать средствами механизации для погрузочно-разгрузочных и транспортных операций. Дверные проемы в стенах складских зданий для нефтепродуктов в таре выполняются с учетом обеспечения безопасного проезда средств механизации.
11.5. Складские помещения для хранения нефтепродуктов в таре оснащаются:
газоанализаторами довзрывных концентраций;
системой вентиляции, обеспечивающей необходимую кратность обмена воздуха;
погрузочно-разгрузочными устройствами.
11.6. Полы в складских зданиях для хранения нефтепродуктов в таре выполняются из негорючих и не впитывающих нефтепродукты материалов, а при хранении ЛВЖ - из материалов, исключающих искрообразование. Поверхность пола предусматривается гладкой с уклоном для стока жидкости в приямки.
|
