Реферат: Правила технической эксплуатации нефтебаз разработаны скб "Транснефтеавтоматика" по заказу Главнефтепродукта гп "Роснефть" утверждены

ПРАВИЛА

ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕБАЗ


РАЗРАБОТАНЫ

СКБ "Транснефтеавтоматика" по заказу Главнефтепродукта ГП "Роснефть"

УТВЕРЖДЕНЫ

Главным управлением по госпоставкам и коммерческой деятельности ГП "Роснефть" 7 сентября 1993 г.

ПЕРЕРАБОТАНЫ И ДОПОЛНЕНЫ

согласно Изменению № 1, утвержденному Главным управлением по госпоставкам и коммерческой деятельности ОАО НК "Роснефть" 14 мая 1997г.


Правила устанавливают требования по технической эксплуатации нефтебаз.

Правила предназначены для работников нефтебаз всех профессий. Правила могут быть использованы также работниками наливных пунктов нефтепродуктов и резервуарных парков.

С выходом в свет настоящих Правил не действуют Правила технической эксплуатации нефтебаз, утвержденные Госкомнефтепродуктом СССР 28 декабря 1984 г.


^ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ


1.1. Настоящие Правила устанавливают нормы и требования к сооружениям и оборудованию предприятий по обеспечению нефтепродуктами (в дальнейшем - "нефтебазы"), их эксплуатации, порядку приема, хранения, отпуска нефтепродуктов, основные положения метрологического обеспечения, экологической и пожарной безопасности, охраны труда.

1.2. Правила распространяются на все действующие, проектируемые и реконструируемые нефтебазы и их филиалы.

1.3. Работники, принимаемые на работу для обслуживания сооружений и оборудования нефтебаз, должны иметь соответствующее профессионально-техническое образование или пройти профессиональную техническую подготовку на производстве.

1.4. Для обеспечения безопасной эксплуатации нефтебаз персоналу необходимо:

строго выполнять действующие правила, нормы, стандарты и инструкции;

содержать сооружения, устройства и оборудование в исправности и постоянной эксплуатационной готовности, своевременно производить их ремонт;

проводить мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов.

1.5. Каждая нефтебаза должна иметь технический паспорт, содержащий показатели ее деятельности, перечень и краткую характеристику сооружений и установленного оборудования. За достоверность технических сведений паспорта и своевременное внесение в него изменений отвечает главный инженер (директор) нефтебазы. Паспорт является документом строгого учета и подлежит хранению в соответствии с инструкцией по делопроизводству.

1.6. На каждой нефтебазе должен быть заведен журнал осмотров и ремонтов сооружений и зданий для записи:

дат осмотров и их результатов с описанием всех отмеченных повреждений;

выполненных ремонтных работ с указанием даты начала и конца ремонта, его характера и объема;

данных об авариях конструкций и их ликвидации;

результатов измерений осадки фундаментов;

данных о трещинах, появившихся в стенах и фундаментах (дата обнаружения трещины и ее местонахождение).

Записи производятся ответственным за исправное состояние сооружений и зданий. Страницы журнала должны быть пронумерованы, прошнурованы, скреплены печатью. Форма журнала приведена в Приложении 1.

1.7. Руководство нефтебазы должно обеспечивать:

эксплуатацию всех сооружений и оборудования в соответствии с установленными требованиями и нормами;

охрану труда работников;

пожарную и экологическую безопасность;

механизацию и автоматизацию технологических процессов;

разработку и внедрение в производство организационных, технических и санитарно-гигиенических мероприятий, предотвращающих воздействие вредных производственных факторов на работников;

проведение систематического технического обучения работников с учетом технических достижений в эксплуатации нефтебазового хозяйства и прогрессивных методов и приемов организация труда.

1.8. На каждой нефтебазе должен быть экологический паспорт - нормативно-технический документ согласно ГОСТ 17.0.0.04, отражающий уровень использования предприятием природных ресурсов и степень его воздействия на окружающую среду.

Комплекс данных экологического паспорта нефтебазы должен соответствовать закону Российской Федерации "Об охране окружающей природной среды" и действующим государственным стандартам в области охраны природы.

1.9. На каждой нефтебазе должен быть паспорт санитарно-технического состояния производственных объектов. Паспорт составляется на основании комплексного обследования санитарно-технического состояния участков, объектов и рабочих мест.

В паспорт вносят технические сведения об условиях труда в производственных помещениях:

уровне искусственного освещения;

загазованности и запыленности;

производственном шуме и вибрации;

кратности обменной вентиляции;

температурном режиме.

Паспорт является основным документом для разработки оздоровительных мероприятий по улучшению санитарно-гигиенических условий труда, а также проектов реконструкции и расширения производства.

1.10. В целях внедрения в производство прогрессивных методов труда специалисты нефтебаз должны изучать руководящие указания, правила, стандарты, указанные в соответствующих разделах настоящих Правил.

1.11. Каждый работник нефтебазы несет персональную ответственность за выполнение требований настоящих Правил в пределах возложенных на него обязанностей.

1.12. Нарушение Правил влечет за собой ответственность в установленном порядке в зависимости от степени и характера нарушения.


^ 2. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕБАЗ


2.1. Нефтебаза - это самостоятельное предприятие с резервуарным парком и комплексом зданий, сооружений и коммуникаций, предназначенное для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов.

2.2. Основными задачами нефтебаз являются:

обеспечение бесперебойного снабжения потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте;

сохранность качества нефтепродуктов и сокращение до минимума потерь при их приеме, хранении и отпуске потребителям.

2.3. Нефтебазы подразделяются:

по функциональному назначению - на перевалочные, перевалочно-распределительные и распределительные;

по транспортным связям поступления и отгрузки нефтепродуктов - на железнодорожные, водные (речные, морские), трубопроводные, автомобильные и комбинированные;

по номенклатуре хранимых нефтепродуктов - на нефтебазы для легковоспламеняющихся нефтепродуктов, нефтебазы для горючих нефтепродуктов и нефтебазы общего назначения.

2.4. Основными показателями функционирования нефтебазы являются грузооборот нефтепродуктов и вместимость резервуарного парка.

2.5. По объему грузооборота нефтебазы подразделяются на пять групп в соответствии с табл. 2.1.

2.6. В зависимости от вместимости нефтебазы подразделяются на категории согласно табл.2.2.

Вместимость склада нефтебазы определяется как суммарная вместимость резервуаров и тары для хранения нефтепродуктов.

При определении общей вместимости нефтебазы не учитываются:

промежуточные резервуары (у сливоналивных эстакад);

расходные резервуары котельных, дизельных, электростанций, одиночных сливоналивных устройств (до 3 стояков), топливозаправочных пунктов;

резервуары для сбора утечек нефтепродуктов;

резервуары пунктов сбора отработанных нефтепродуктов и масел;

резервуары для уловленных нефтепродуктов и разделочные резервуары (уловленных нефтепродуктов) на очистных сооружениях производственной или производственно-дождевой канализации.

2.7. Нефтебазы размещают на специальной территории, с общими объектами инженерно-транспортной инфраструктуры с другими промышленными предприятиями, с учетом рационального использования природных и материальных ресурсов, охраны от загрязнения окружающей природной среды (воздуха, вод, почвы).


Таблица 2.1


Группа нефтебазы

Грузооборот, тыс. т/год

1

свыше 500

2

свыше 100 до 500 включительно

3

свыше 50 до 100 включительно

4

свыше 20 до 50 включительно

5

до 20 включительно


Таблица 2.2


Категория нефтебазы

Максимальная вместимость

одного резервуара, м3

Общая вместимость

нефтебазы, м3

I

-

свыше 100000

II

-

свыше 20000 до 100000 включительно

IIIа

до 5000 включительно

свыше 10000 до 20000

IIIб

до 2000 включительно

свыше 2000 до 10000

IIIв

до 700 включительно

до 2000 включительно


2.8. При проектировании и реконструкции нефтебаз и их отдельных объектов следует соблюдать требования СНиП II-89-80, СНиП 2.07.01-89, СНиП 2.11.03-93.

2.9. Территорию нефтебазы необходимо разделять по функциональному использованию на зоны и участки с учетом технологических описи, грузооборота и видов транспорта, санитарно-гигиенических, экологических, противопожарных и других требований.

Наименование зон, участков и примерный состав размещаемых в них сооружений, зданий и других объектов приведен в табл.2.3.

2.10. На нефтебазах предусматривают внутреннее и наружное (в т.ч. охранное) освещение. Охранное освещение должно предусматриваться раздельно от сети наружного освещения.

Для освещения резервуарных парков следует применять прожекторы, установленные на мачтах, расположенных непосредственно за пределами обвалования резервуаров.

На нефтебазах I и II категорий в помещениях для операторов и диспетчеров, а также в помещениях продуктовых насосных площадью более 250 м3 следует предусматривать аварийное освещение.

Нормы освещенности - по СНиП 23-05-95.

2.11. Территория нефтебазы должна быть ограждена продуваемой оградой из негорючих материалов высотой не менее 2 м.


Таблица 2.3


Наименование зоны

Наименование участка

Примерный состав зданий, сооружений, объектов, размещаемых в пределах зоны участка

1

2

3

Производственная

Железнодорожного приема и отпуска

Эстакады железнодорожные сливоналивные или одиночные сливоналивные устройства для железнодорожных цистерн, промежуточные резервуары (у сливоналивных эстакад), насосные компрессорные, складские здания для нефтепродуктов в таре, погрузочно-разгрузочные площадки, лаборатории, расфасовочные пункты приема отработанных нефтепродуктов с резервуарами данных пунктов, железнодорожные весы и другие объекты, связанные со сливоналивными операциями, а также входящие в их состав подсобно-производственные и бытовые здания и сооружения




Водного приема и отпуска

Причалы и пирсы, насосные и другие объекты и устройства, связанные со сливоналивными операциями, а также входящие в их состав подсобно-производственные и бытовые здания и сооружения




Автомобильного отпуска

Площадки налива в автоцистерны, разливочные, расфасовочные, раздаточные колонки, автовесы, операторные, другие объекты и устройства, связанные с наливными операциями, а также входящие и их состав подсобно-производственные здания и сооружения

Подсобная

Очистных сооружений

Сооружения и установки для очистки нефтесодержащих сточных вод, включая резервуары-отстойники, буферные и разделочные резервуары, канализационные насосные и другие объекты, связанные с сооружениями очистки, лаборатории, связанные с анализом сточных вод, а также входящие в их состав подсобно-производственные и бытовые здания и сооружения




Водоснабжения и противопожарной защиты

Водопроводные и противопожарные насосные станции, резервуары или водоемы противопожарного запаса, дизельные с расходными резервуарами, помещения хранения противопожарного оборудования




Подсобных зданий и сооружений

Сооружения теплоснабжения, включая расходные резервуары топлива и топливонасосные, здания и сооружения подсобно-производственного назначения (ремонтно-механические мастерские, складские и другие помещения, гараж и т.п.), сооружения бытовой канализации




Внешнего энергоснабжения

Трансформаторная подстанция




Административно-хозяйственных зданий и сооружений

Цеха вспомогательного назначения с размещением в них административно-хозяйственных и бытовых помещений, проходной, лабораторий, мехмастерских и мастерских по ремонту КИПиА, аккумуляторной, сооружений связи и других помещений

Резервуарного парка

Хранения нефтепродуктов

Резервуары для нефтепродуктов, теплообменники, насосные, компрессорные, а также входящие в их состав подсобно-производственные сооружения


Расстояние от зданий и сооружений нефтебазы до ограды нефтебазы следует принимать:

от сливоналивных железнодорожных эстакад, оборудованных сливоналивными устройствами с двух сторон (считая от оси ближайшего к ограждению пути) - не менее 15 м;

от административных и бытовых зданий нефтебазы - не нормируется;

от других зданий и сооружений нефтебазы - не менее 5 м.

При размещении нефтебазы на территории других предприятий необходимость устройства ограды устанавливается заказчиком в задании на проектирование.

2.12. Нефтебазы I и II категории независимо от размеров площадки должны иметь не менее двух выездов на автомобильные дороги общей сети или подъездные пути нефтебазы.

2.13. Для прохода людей на территорию нефтебазы и выхода с территории необходимо устраивать отдельные калитки или проходные помещения.

Вход на территорию посторонним лицам воспрещается.

2.14. Для пешеходного движения по территории нефтебазы должны быть устроены асфальтированные или мощеные тротуары шириной не менее 0,75 м.

2.15. Все дороги и проезды на территории необходимо содержать в исправности, своевременно ремонтировать, в зимнее время очищать от снега, а в ночное время освещать.

2.16. Возможность закрытия отдельных переездов и участков дорог для ремонта (или по другим причинам) должна согласовываться с пожарной охраной нефтебазы. На период ремонтных и других работ на дорогах должны быть оставлены проезды шириной не менее 3,5 м или устроены мостики через траншеи.

2.17. Дороги, переезды и противопожарные разрывы между отдельными зданиями и сооружениями нельзя загромождать и использовать для складирования материалов, оборудования и т.д.

2.18. На свободных площадках нефтебазы допускается посадка лиственных деревьев и кустарников, разбивка газонов. При этом расстояние от них до обвалования резервуаров должно быть не менее 5 м.

Не допускается использовать для озеленения породы деревьев и кустарников, выделяющие при цветении хлопья, волокнистые вещества или опушенные семена, а также высаживать деревья и кустарники в виде плотных групп и полос, вызывающих скопление паров нефтепродукта в случае его утечки.

В производственной зоне на участках железнодорожного и автомобильного приема-отпуска, а также в зоне резервуарного парка для озеленения следует применять только газоны.

Посадка газонов внутри обвалованной территории резервуарного парка не допускается.

2.19. Территорию нефтебазы следует регулярно очищать от мусора, сухой травы, опавших листьев, производственных отходов, которые необходимо вывозить в места, согласованные с органами пожарной охраны, СЭС, охраны природы.

2.20. Для сварочных и других огневых работ должна быть подготовлена специально оборудованная и обозначенная знаками площадка. Расположение ее должно быть определено приказом по нефтебазе и согласовано с пожарной охраной.

Огневые работы на территории нефтебазы вне отведенных площадок, в помещениях, сооружениях и на технологических установках выполняются только по письменному разрешению руководства нефтебазы в соответствии с "Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения" ВППБ 01-01-94.

2.21. Подземные технологические трубопроводы сети водопровода, канализации и теплоснабжения, кабельные и другие коммуникации, сооружения и колодцы должны иметь на поверхности земли указатели с соответствующей привязкой.

2.22. Подъезды и подходы к пожарному оборудованию и пожарным гидрантам должны быть всегда свободны: у пожарных гидрантов и пожарных водоемов должны быть вывешены надписи-указатели, позволяющие быстро определять место их расположения.

2.23. Ответственность за техническую эксплуатацию территории, отдельных цехов и участков нефтебазы несут их руководители.


^ 3. СВЕДЕНИЯ О НЕФТЕПРОДУКТАХ


3.1. Физико-химические свойства нефтепродуктов должны отвечать требованиям стандартов и технических условий.

3.2. Эксплуатационные свойства нефтепродуктов характеризуются испаряемостью, прокачиваемостью, воспламеняемостью, горючестью, склонностью к образованию отложений, коррозионной активностью и совместимостью с материалами, защитной способностью, противоизносными свойствами, охлаждающей способностью, сохраняемостью, токсичностью и пожаровзрывоопасностью.

3.3. Испаряемость - способность нефтепродуктов переходить из жидкого в газообразное состояние; оценивается по фракционному составу, давлению насыщенных паров.

Фракционный состав нефтепродукта - состав нефтепродукта, определяющий количественное содержание фракций, выкипающих в определенных температурных пределах, остаток и потери при перегонке в заданных условиях.

Давление (в Па, мм рт.ст.) насыщенных паров - это давление паров, находящихся в равновесии с жидкой фазой при определенных соотношениях объемов жидкой и паровой фаз и данной температуре. Давление насыщенных паров наиболее распространенных нефтепродуктов в соответствии с ГОСТ 1756 приведено в табл. 3.1.


Таблица 3.1


Наименование нефтепродукта

Давление насыщенных паров

Автобензины

93310 Па (722 мм рт.ст.)

Авиабензины

не более 47988 Па (не более 3,72 мм рт.ст.)

Керосин технический

5332-7998 Па (43-61 мм рт.ст.)

Керосин осветительный

2666-3999 Па (20-30 мм рт.ст.)

Дизельное топливо

800-1333 Па (6-10 мм рт.ст.)


3.4. Прокачиваемость характеризует поведение нефтепродуктов при перекачках их по трубопроводам и топливным системам и фильтровании, определяя бесперебойность подачи нефтепродуктов при разных температурах. Прокачиваемость оценивается кинематической и динамической вязкостями при низких температурах, температурами помутнения, начала кристаллизации и застывания, предельной температурой фильтруемости, содержанием воды и механических примесей, коэффициентом фильтруемости, содержанием мыл и нафтеновых кислот, вспениваемостью, плотностью, степенью чистоты.

Динамическая вязкость - мера внутреннего трения нефтепродукта, равная отношению тангенциального напряжения к градиенту скорости сдвига при ламинарном течении ньютоновской жидкости.

Кинематическая вязкость нефтепродукта - отношение динамической вязкости к плотности нефтепродукта.

Температура начала кристаллизации - температура, при которой в нефтепродукте начинается образование кристаллов в условиях испытания.

Температура помутнения - температура, при которой жидкий прозрачный нефтепродукт начинает мутнеть в условиях испытания. Температура застывания - температура, при которой нефтепродукт теряет подвижность в условиях испытания.

Предельная температура фильтруемости - температура, при которой топливо после охлаждения в определенных условиях способно еще проходить через фильтр с установленной скоростью.

Коэффициент фильтруемости - это отношение времени фильтрования последних 2 см3 (десятой порции) ко времени фильтрования первых 2 см3 топлива.

Степень чистоты масла оценивается по числу фильтраций и количеству осадков, задерживаемых фильтром.

3.5. Воспламеняемость характеризует особенности и результаты процессов воспламенения смесей паров нефтепродукта с воздухом; оценивается температурами вспышки и самовоспламенения, удельной электрической проводимостью.

Температура вспышки нефтепродукта - минимальная температура, при которой происходит кратковременное воспламенение паров нефтепродукта от пламени в условиях испытания.

Температура самовоспламенения нефтепродукта - температура возгорания паров нефтепродукта без контакта с пламенем в условиях испытания.

3.6. Горючесть характеризует особенности и результаты процессов горения с воздухом паров нефтепродуктов. Оценивается по детонационной стойкости, цетановому числу, удельной теплоте сгорания, содержанию антидетонатора, люминометрическому числу, высоте некоптящего пламени, содержанию ароматических и нафталиновых углеводородов.

Детонационная стойкость - физико-химическое свойство, определяющее способность бензина сгорать без взрыва в двигателе с искровым зажиганием.

Показателем детонационной стойкости топлива в единицах эталонной шкалы является октановое число. Октановое число равно содержанию (в объемных %) изооктана в смеси с н-гептаном, эквивалентной по детонационной стойкости топливу, испытуемому в стандартных условиях.

Цетановое число - показатель, указывающий скорость нарастания давления при сгорании жидкого нефтяного топлива в топливно-воздушной смеси от сжатия, выраженной в единицах эталонной шкалы.

Удельная теплота сгорания - количество теплоты, выделяющееся при сгорании единицы массы топлива. Высшая удельная теплота сгорания является мерой химической энергии, содержащейся в топливе. Низшая удельная теплота сгорания характеризует предельное количество химической энергии топлива, которое может быть использовано при сжигании топлива в тепловой машине (двигателе). Значение низшей теплоты сгорания меньше значения высшей теплоты сгорания топлива на величину теплоты испарения воды, выделенной и образовавшейся из топлива в процессе сгорания.

Люминометрическое число - показатель, указывающий интенсивность светового излучения пламени при сгорании жидкого нефтяного топлива в условиях испытания.

Высота некоптящего пламени - показатель, указывающий максимальную высоту пламени, которая может быть достигнута без образования копоти, при сжигании нефтепродукта в условиях испытания.

3.7. Склонность к образованию отложений характеризует особенности и результаты процессов образования отложений компонентов и продуктов превращения нефтепродуктов в камерах сгорания, топливных, впускных и выпускных системах; оценивается по концентрации фактических смол, йодному числу, коксуемости, зольности, щелочному числу, содержанию ароматических углеводородов, количеству осадка, растворимых и нерастворимых смол, моющему потенциалу, термоокислительной стабильности, индукционному периоду осадкообразования, количеству отложений на установке НАМИ-1, моющей способности на установках ПЗВ, УИМ-6-НАТИ, ИМ-1, ОД-9.

Фактические смолы - комплексные продукты окисления, полимеризации и конденсации углеводородов, содержащиеся в моторном топливе и образующиеся при его выпаривании под струей воздуха и водяного пара в условиях испытания.

Йодное число - показатель, характеризующий присутствие в нефтепродукте непредельных соединений и численно равный количеству граммов йода, присоединяющемуся к 100 г нефтепродукта.

Коксуемость нефтепродукта - показатель, указывающий склонность нефтепродукта образовывать коксовые отложения при сгорании.

Зольность нефтепродукта - показатель, указывающий наличие в нефтепродукте несгораемых веществ.

Щелочное число - количество гидрооксида калия в миллиграммах, эквивалентное содержанию всех щелочных компонентов в 1 г испытуемого продукта.

Моющий потенциал - показатель, дающий количественную оценку способности моющей присадки обеспечивать высокую дисперсность частиц, появившихся в результате окисления масла или загрязнения его сажистыми и другими продуктами неполного сгорания, попадающими в масло из камеры сгорания двигателя. Моющий потенциал численно равняется максимальному процентному содержанию эталонного вещества в испытуемом масле, при котором последнее способно сохранять высокую агрегативную устойчивость в условиях окисления.

Термоокислительная стабильность характеризует антиокислительные свойства масла и определяется временем, в течение которого тонкий слой масла превращается в лаковую пленку.

Индукционный период осадкообразования характеризует способность моторных масел противостоять старению под длительным воздействием воздуха при высокой температуре.

3.8. Кислотность (кислотное число) - количество миллиграммов гидроксида калия, которое требуется для нейтрализации 1,0 см3 (1 г) нефтепродукта.

Коррозионная активность нефтепродуктов определяется по потере массы металлических пластин, находившихся в нефтепродукте в условиях испытания.

Время деэмульсации определяется временем, в течение которого масло отделяется от воды после эмульгирования в условиях испытания.

3.9. Защитная способность характеризует особенности и результаты процессов защиты от коррозии материалов, которые могут протекать при их контакте с агрессивной средой в присутствии нефтепродукта; оценивается по защитной способности в условиях периодической конденсации влаги, консервационным свойствам.

Консервационные свойства характеризуют способность нефтепродукта предохранять поверхность материалов от коррозионных агентов.

3.10. Противоизносные свойства характеризуют особенности и результаты процессов изнашивания трущихся поверхностей, протекающих в присутствии нефтепродукта при его применении; оцениваются по кинематической и условной вязкостям, кислотности, износу плунжеров и шайбы на стенде ВНИИ НП, показателю износа, критической нагрузке заедания, индексу задира, содержанию активных элементов противоизносных и противозадирных присадок, смазывающим свойствам.

Условная вязкость - отношение времени истечения из вискозиметра типа ВУ 200 см3 испытуемого нефтепродукта при температуре испытания ко времени истечения 200 см3 дистиллированной воды при температуре 20 °С.

3.11. Охлаждающая способность характеризует особенности и результаты процессов поглощения и отвода тепла от нагретых поверхностей при применении нефтепродуктов в качестве хладоагентов; оценивается по удельной теплоемкости и теплопроводности.

Удельная теплоемкость - отношение количества теплоты, сообщенной системе, к изменению ее температуры на 1 °С, отнесенное к единице массы.

Теплопроводность - количество тепла, которое проходит в единицу времени через единицу площади при разности температур в 1 °С.

3.12. Сохраняемость характеризуется стабильностью показателей качества нефтепродуктов при хранении. Оценивается по времени окисления, периоду стабильности.

3.13. Токсичность характеризует особенности и результаты воздействия нефтепродуктов и продуктов их применения на человека и окружающую среду. Оценивается по классу токсичности, предельно допустимой концентрации в рабочей зоне, предельно допустимой концентрации в атмосфере населенных пунктов, предельно допустимой концентрации в воде водоемов, концентрации свинца.

Предельно допустимые концентрации вредных газов, паров и пыли в воздухе рабочих зон (ПДКрз) должны соответствовать санитарным нормам, приведенным в табл. 3.2 (по ГОСТ 12.1.005).


Таблица 3.2


Наименование вещества

Величина ПДКрз, мг/м3

Класс опасности

Бензин (растворитель, топливный)

100

IV

Бензол*

5

II

Керосин (в пересчете на С)

300

IV

Лигроин (в пересчете на С)

300

IV

Масла минеральные нефтяные*

5

III

Нефрас С 150/250 (в пересчете на С)

100

IV

Нефть*

10

III

Сероводород*

10

II

Сероводород в смеси с углеводородами С1-С4

3

III

Тетраэтилсвинец*

0,005

I

Толуол

50

III

Уайт-спирит (в пересчете на С)

300

IV


^ Примечание. Знак "*"означает, что вещества опасны также при попадании на кожу. Превышение предельно допустимых концентраций запрещается.


3.14. Пожаровзрывоопасность нефтепродуктов характеризуется температурами вспышки и самовоспламенения, группой пожароопасности.

3.15. Пары нефтепродукта при определенном содержании их в воздухе взрывоопасны.

Значения предельно допустимой взрывобезопасной (невоспламеняемой) концентрации (в % к объему) некоторых нефтепродуктов приведены в табл. 3.3.

3.16. При выполнении работ необходимо учитывать специфические свойства нефтепродуктов: токсичность, испаряемость, пожароопасность, взрывоопасность. При перекачках, сливе-наливе нефтепродуктов необходимо учитывать их способность электризоваться.


Таблица 3.3


Наименование нефтепродукта

ПДВК

Бензин А-72

0,054

Бензин АИ-93

0,055

Бензин Б-70

0,046

Дизельное топливо "З"

0,0305

Дизельное топливо "Л"

0,026

Керосин осветительный

0,032

Ксилол

0,050

Уайт-спирит

0,035


Защита от статического электричества должна осуществляться в соответствии с подразделом 6.15 настоящих Правил.

3.17. Для сохранения качества и количества, особенно легковоспламеняющихся нефтепродуктов, необходимо обеспечивать максимальную герметизацию всех операций при сливе-наливе и хранении.


^ 4. ПРИЕМ И ОТПУСК НЕФТЕПРОДУКТОВ


4.1. Общие положения


4.1.1. Технология приема и отпуска нефтепродуктов на нефтебазах зависит от вида транспортных средств, которыми доставляется и отгружается нефтепродукт, климатических условий, интенсивности сливоналивных операций и физико-химических свойств нефтепродуктов.

4.1.2. Нефтепродукты транспортируются трубопроводным, железнодорожным, автомобильным, морским и речным транспортом в соответствии с действующими на каждом виде транспорта правилами, утвержденными в установленном порядке.

4.1.3. Принимать и отпускать нефтепродукты нефтебазы должны только через специальные сливоналивные устройства:

в железнодорожные цистерны - на специальных эстакадах, через отдельные стояки или сливные установки;

в морские и речные суда - через причальные сооружения или беспричальным способом;

в автомобильные цистерны - на станциях налива, автоэстакадах, через отдельные стояки;

в бочки, бидоны и другую тару - через разливочные и расфасовочные;

по отводам от магистральных нефтепродуктопроводов.

4.1.4. Перечень, упаковка и маркировка нефтепродуктов, допущенных к перевозке наливом в вагонах-цистернах, морских и речных судах, автомобильным транспортом, подготовка транспортных средств для налива и транспортирования должны соответствовать требованиям ГОСТ 1510.

4.1.5. При недопустимости смешения сливаемого или наливаемого нефтепродукта с другими нефтепродуктами операции по сливу или наливу следует производить на отдельных сливоналивных устройствах.

4.1.6. Слив и налив легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов, относящихся к вредным веществам 1 и 2 класса опасности, должен быть герметизирован.

Классификация вредных веществ принимается по ГОСТ 12.1.007.

Операции с этилированными бензинами производятся при условии обязательного выделения для этих целей отдельных трубопроводов, коллекторов и сливоналивных устройств.

4.1.7. Температура нефтепродуктов, наливаемых в транспортные средства, не должна превышать установленную ГОСТ 1510.

4.1.8. Высоковязкие разогретые нефтепродукты следует наливать в железнодорожные цистерны и наливные суда при температурах, предусмотренных правилами перевозок грузов, нормативными документами на нефтепродукты, с учетом правил охраны труда.

4.1.9. Максимальная безопасная скорость слива-налива нефтепродукта зависит от свойств нефтепродукта, диаметра и свойств материалов стенок трубопровода и должна устанавливаться согласно "Рекомендациям по предотвращению опасной электризации нефтепродуктов при наливе в вертикальные и горизонтальные резервуары".

4.1.10. Перекачку нефтепродуктов на нефтебазе (сливоналивные операции, внутрибазовые перекачки) разрешается начинать только по указанию ответственного лица, на которое в соответствии с должностной инструкцией возложены эти операции.

Все проводимые технологические перекачки нефтепродуктов, в т.ч. при выдаче заданий подчиненным но смене лицам (старший оператор - оператору), должны фиксироваться в журнале распоряжений (указаний) по подготовке к перекачке нефтепродуктов (Приложение 2).

4.1.11. Работники, проводящие технологические операции по приему и отпуску нефтепродуктов, должны:

знать размещение, устройство и порядок обслуживания оборудования, сооружений и трубопроводов;

знать технологические схемы трубопроводных коммуникаций и руководствоваться данными, приведенными в утвержденных руководством предприятия технологических картах резервуаров;

проводить измерение и определение массы принимаемых, хранимых и отпускаемых нефтепродуктов; обеспечивать сохранность качества и количества нефтепродуктов при операциях их приема и отпуска.

4.1.12. Запрещается:

проводить сливоналивные операции судов на причалах, железнодорожных и автомобильных цистерн на эстакадах при грозе и скорости ветра 15 м/с и более;

выполнять работы (отбор проб, измерение уровня и др.) на резервуарах, железнодорожных и автомобильных цистернах и других конструкциях на высоте при грозе и скорости ветра 12,5 м/с и более.

4.1.13. Швартовка судов к морским и речным причалам для слива-налива нефтепродуктов или бункеровки разрешается только при скорости прижимного ветра до 7,4 м/с, а отжимного ветра - до 10 м/с.

4.1.14. Подниматься и проводить работы (отбор проб, измерение уровня и др.) на резервуарах, цистернах и других конструкциях на высоте при обледенении, тумане, исключающем видимость в пределах фронта работ, допускается при условии дополнительных мер безопасности (наличие дублера, посыпка скользких дорожек и рабочих мест песком, дополнительное освещение, ограждения, страховочный пояс и т.п.).

4.1.15. Запрещается погрузка-выгрузка затаренных нефтепродуктов башенными и портальными кранами и погрузочными мостами при скорости ветра 12,5 м/с и более, остальными средствами - при скорости ветра 15 м/с и более.

4.1.16. При температуре воздуха минус 40 °С независимо от скорости ветра или при других температурах и скорости ветра, эквивалентных температуре воздуха минус 40 °С, работы на открытом воздухе прекращаются.

4.1.17. Предельное значение температур наружного воздуха и силы ветра в данном климатическом районе, при котором приостанавливаются всякие работы на открытом воздухе, устанавливается администрацией города (района) по месту проведения работ с учетом требований 4.1.16.


^ 4.2. Прием и отпуск нефтепродуктов в железнодорожные цистерны


4.2.1. Операции по приему (сливу) и отпуску (наливу) нефтепродуктов, перевозимых в железнодорожных цистернах, должны производиться, как правило, на подъездных железнодорожных путях, оборудованных специальными одно- и двухсторонними эстакадами, наличными или сливными устройствами, грузовыми, зачистными и воздушно-вакуумными коллекторами, сборниками, промежуточными резервуарами для мазута и масел, узлами учета нефтепродукта, средствами подъема и опускания нагревательных приборов и перемещения цистерн вдоль фронтов.

4.2.2. Пригодность цистерн для перевозки соответствующего груза в коммерческом отношении определяет отправитель, который несет ответственность за потерю качества нефтепродукта в результате налива в несоответствующую или неочищенную цистерну, а также за последствия неправильного их использования.

4.2.3. В пунктах налива нефтегрузов цистерны до подачи под налив осматривают приемщики грузоотправителя одновременно с раб