Постановление Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь от 30.09.2004 N 31 "Об утверждении Правил технической эксплуатации складов нефтепродуктов"

(текст документа по состоянию на январь 2010 года. Архив) обновление

Документы на NewsBY.org

Содержание

Стр. 3

192. Изменения в конструкцию оборудования могут быть внесены только на основании проектной документации.

Глава 16

ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ

193. Руководством организации должен быть установлен постоянный контроль за техническим состоянием строительных конструкций производственных зданий и сооружений. Особое внимание необходимо уделить несущим частям конструкций, подверженным динамическим нагрузкам, перекрытиям и фундаментам, два раза в год производить осмотр зданий и сооружений с составлением актов.

194. При обнаружении повреждений и неисправностей в зданиях и сооружениях должны быть приняты меры к предотвращению распространения повреждений и их устранению.

195. На складе нефтепродуктов должен быть заведен журнал осмотров и ремонта сооружений и зданий. Форма журнала приведена согласно приложению 5.

Записи в журнале производятся ответственным за исправное состояние сооружений и зданий.

196. Металлические конструкции в целях защиты от коррозии необходимо периодически окрашивать. Деревянные конструкции необходимо покрывать или пропитывать антисептиком и обеспечивать их огнестойкость согласно классу пожароопасности помещения.

197. За осадкой фундаментов наиболее ответственных зданий и сооружений (резервуаров, насосных, эстакад, водонапорных башен, котельных, дымовых труб и других) необходимо установить постоянный контроль.

198. На складах нефтепродуктов должно быть смонтировано согласно проекту внутреннее и наружное (в том числе охранное) освещение. Охранное освещение должно монтироваться раздельно от сети наружного освещения.

199. Для пешеходного движения по территории склада нефтепродуктов должны быть устроены тротуары шириной не менее 0,75 м.

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

201. Ответственность за техническую эксплуатацию территории, сооружений, отдельных цехов и участков склада нефтепродуктов несут их руководители согласно приказу руководителя организации.

Глава 17

РЕЗЕРВУАРЫ

202. При проектировании, строительстве, реконструкции и модернизации резервуарных парков складов нефтепродуктов необходимо соблюдать требования, изложенные в СНБ 3.02.01-98.

203. Эксплуатация и техническое обслуживание резервуаров, ремонт и приемка новых резервуаров должны осуществляться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту, утвержденных Государственным комитетом СССР по обеспечению нефтепродуктами 26 декабря 1986 г.

204. Основания резервуаров следует защищать от размыва атмосферными водами, обеспечивать беспрепятственный их отвод с площадки резервуарного парка или от отдельно стоящего резервуара к устройствам канализации. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара.

Разность отметок диаметрально противоположных точек днища эксплуатируемых резервуаров не должна превышать 150 мм.

Откос основания резервуара должен быть покрыт несгораемым материалом.

205. Внутри обвалования резервуарного парка размещение задвижек не допускается, кроме запорных, установленных непосредственно у резервуара и предназначенных для обслуживания данного резервуара. Колодцы и камеру управления задвижками следует располагать с внешней стороны обвалования.

206. Приемка нового резервуара в эксплуатацию после монтажа осуществляется комиссией в установленном порядке.

207. Герметичность всех швов днища проверяют с помощью вакуум-камеры, а швов других частей резервуара - керосином.

При необходимости следует применять контроль сварных соединений просвечиванием, проникающим излучением или ультразвуковой дефектоскопией.

208. Приемку резервуаров в эксплуатацию проводят после испытания резервуаров на герметичность и прочность с полностью установленным на них оборудованием, внешнего осмотра и установления соответствия представленной исполнительной документации требованиям проекта.

209. Обнаруженные при внешнем осмотре дефекты необходимо устранить до проведения испытаний элементов резервуара на герметичность посредством вырубки и выплавки соответствующих участков швов с последующей сваркой.

Подчеканка сварных соединений не допускается.

210. Испытание резервуаров на герметичность должно проводиться заполнением их водой до высоты, предусмотренной проектом.

211. Перед проведением гидравлических испытаний резервуаров необходимо выполнить работы по устройству ливневой канализации. Перед началом наполнения резервуара с колодца ливневой канализации следует снять крышки, а вокруг колодца соорудить ограждение.

212. Персонал, принимающий участие в проведении гидравлических испытаний, должен пройти инструктаж. На время испытаний устанавливается граница опасной зоны с радиусом не менее двух диаметров резервуара, внутри которой не допускается нахождение людей, не связанных с испытаниями. Лица, проводящие гидравлические испытания, в период заполнения резервуара водой должны находиться вне опасной зоны.

213. Если давление или вакуум превышают допустимые, осмотр резервуара разрешается не ранее чем через 10 мин после достижения установленных испытательных нагрузок. Контрольные приборы должны устанавливаться вне опасной зоны или в надежных укрытиях.

214. При обнаружении течи из-под края днища через контрольные трубки, при появлении мокрых пятен на поверхности отмостки испытание прекращают, сливают воду и устраняют причину течи. При обнаружении трещин в швах поясов корпуса испытания прекращают и воду сливают на один пояс ниже при обнаружении трещин в поясах 1 - 4; до пояса 5 - при обнаружении трещин в поясе 6 и выше.

215. Гидравлические испытания рекомендуется проводить при температуре окружающего воздуха 5 град. С и выше. При необходимости проведения испытаний в зимнее время должны быть приняты меры по предотвращению замерзания воды в трубах и задвижек, а также обмерзания стенок резервуара. Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в процессе испытания и по истечении 24 часов на поверхности корпуса резервуара или по краям днища не появится течь и уровень не будет снижаться.

216. Испытания резервуаров на прочность проводят только на расчетную гидравлическую нагрузку. При испытании резервуаров низкого давления принимается размер избыточного давления на 25%, а вакуум на 50% больше проектной величины, если в проекте нет других указаний. Продолжительность нагрузки 30 мин.

217. При приемке из монтажа резервуаров с металлическими или синтетическими понтонами необходимо проверить:

величину зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и плотность прилегания кольцевого затвора, затворов направляющих труб, труб ручного замера уровня, сниженного пробоотборника и центральной стойки;

состояние швов и материалов ковра (непровары, разрывы, трещины, посторонние включения, расслоение и вздутие не допускаются);

состояние коробов, поплавков;

наличие крепления заземления;

крепление секций затвора с кольцом жесткости;

наличие защиты от статического электричества;

работоспособность конструкции затвора;

работоспособность дренажных устройств;

работоспособность уровнемера, пробоотборника.

218. Если при изготовлении или монтаже понтона были допущены отступления от проекта или рекомендаций организации-разработчика, приемку следует производить в присутствии представителя организации-разработчика.

219. Гидравлические испытания резервуаров с понтонами (плавающими крышами) необходимо проводить до установки уплотняющих затворов. При этом необходимо в резервуарах с плавающими крышами наблюдать за работой подвижной лестницы, дренажного устройства и другого оборудования. Скорость подъема (опускания) понтона или плавающей крыши при гидравлических испытаниях не должна превышать эксплуатационную. В начальный период наполнения резервуара водой необходимо следить через люк-лаз за подъемом понтона. Движение понтона (плавающей крыши) должно быть плавное, без рывков, шума и попадания жидкости на поверхность понтона.

220. Эксплуатация и обслуживание понтонов производятся в соответствии с технической документацией на понтоны и инструкциями по их эксплуатации.

221. Производительность наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарную пропускную способность установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

222. При наполнении и опорожнении резервуаров с понтонами или плавающими крышами скорость подъема и опускания понтона или плавающей крыши не должна превышать 6 м/ч. Допустимая скорость подъема понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической документации на понтон.

Скорость подъема уровня нефтепродукта до нижней плоскости понтона из пенополиуретана при заполнении пустого резервуара не должна превышать 3,5 м/ч.

223. Эксплуатируемые на складах нефтепродуктов резервуары подразделяются на вертикальные стальные цилиндрические и горизонтальные стальные цилиндрические, а также на:

типовые вертикальные стальные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 20000 куб.м со стационарной крышей, рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа;

с понтоном или плавающей крышей без давления.

224. Горизонтальные надземные и подземные резервуары рассчитаны на избыточное давление 0,07 МПа при конических днищах и 0,04 МПа - при плоских днищах.

225. Каждый эксплуатирующийся резервуар должен:

соответствовать типовому проекту, иметь технический паспорт;

быть постоянно оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренным типовым проектом;

иметь порядковый номер, четко написанный на корпусе согласно технологической схеме резервуарного парка;

иметь номер заглубленного резервуара, указанный на специально установленной табличке.

226. На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта согласно приложению 6.

227. Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота (высотный трафарет), то есть расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего края замерного люка или замерной трубы в постоянной точке измерения. Величину базовой высоты следует проверять ежегодно и оформлять актом.

228. Вертикальные стальные цилиндрические резервуары должны быть оснащены следующим оборудованием:

дыхательными клапанами;

предохранительными клапанами;

огневыми предохранителями;

приборами контроля;

противопожарным оборудованием;

приемо-раздаточными патрубками;

вентиляционными патрубками;

сифонным водоспускным краном;

хлопушками;

люками-лазами;

люками световыми;

люками замерными;

устройством по отводу статического электричества.

229. Дыхательная арматура, установленная на крыше резервуара, должна быть отрегулирована на проектное давление, а правильность ее работы проверена в соответствии с инструкциями по эксплуатации и паспортами.

230. Запрещается отогревать огнем арматуру резервуара в случае замерзания. Для этой цели могут быть применены водяной пар или горячая вода.

231. Основное оборудование и арматура, установленные на резервуаре, должны подвергаться профилактическому осмотру в следующие сроки:

дыхательный клапан - не реже двух раз в месяц в теплое время года и не реже одного раза в 10 дней при отрицательной температуре окружающего воздуха;

предохранительный гидравлический клапан - не реже двух раз в месяц в теплое время года и не реже одного раза в 10 дней при отрицательной температуре окружающего воздуха;

огневой предохранитель - при положительной температуре воздуха один раз в месяц, а при отрицательной - один раз в 10 дней;

вентиляционный патрубок - один раз в месяц;

пенокамеры и пеногенераторы - один раз в месяц;

прибор для измерения уровня и отбора средней пробы, ограничитель уровня - не реже одного раза в месяц;

приемо-раздаточные патрубки - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц;

перепускное устройство на приемо-раздаточном патрубке - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц;

задвижки (запорные) - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц;

люк замерный, люк световой - при каждом пользовании, но не реже одного раза в месяц (люки световые без вскрытия);

сифонный кран - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц.

Результаты осмотра и устраненные неисправности оборудования и арматуры резервуаров заносят в журнал осмотра оборудования и арматуры согласно приложению 7.

232. Для обеспечения нормальной работы дыхательных клапанов в зимний период года необходимо регулярно очищать их от инея во избежание примерзания тарелок к седлам и перекрытия сечения клапана. В таких случаях осмотр и очистку клапанов необходимо производить через 3 - 4 дня, а иногда и чаще в зависимости от минимальной температуры окружающего воздуха и условий эксплуатации.

233. Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтепродуктами с температурой выше 0 град. С, следует оснащать непримерзающими дыхательными клапанами.

234. Специальные средства для сокращения потерь нефтепродуктов должны применяться в соответствии с проектной документацией и на основе технико-экономического обоснования.

235. Металлические резервуары необходимо периодически зачищать:

не менее двух раз в год - для реактивного топлива, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов;

не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;

не менее одного раза в два года - для масел без присадок, автомобильных бензинов, дизельного топлива, парафинов и других аналогичных им по свойствам нефтепродуктов.

Резервуары для мазутов, моторного топлива и других аналогичных по свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.

236. Резервуары зачищают также при необходимости:

смены сорта хранящегося нефтепродукта;

освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;

очередного или внеочередного ремонта, а также при проведении полной комплексной дефектоскопии.

237. Зачистку резервуаров от остатков нефтепродуктов рекомендуется производить механизированным способом с применением специальных средств и устройств, которые должны отвечать требованиям безопасности.

238. Зачистка резервуаров должна выполняться в соответствии с Инструкцией по организации безопасного проведения работ по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов, разработанной на основании Типовой инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ, утвержденной Госгортехнадзором СССР 20 февраля 1985 г., и утвержденной руководителем организации.

239. На производство зачистных работ оформляется наряд-допуск на выполнение газоопасных работ по установленной форме согласно приложению 8.

К наряду-допуску должны быть приложены схемы обвязки и установки зачистного оборудования, утвержденные руководством организации по согласованию с аварийно-спасательной службой.

240. В зависимости от выполняемых работ концентрацию паров нефтепродуктов в резервуаре необходимо обеспечить в соответствии с ГОСТ 12.1.005-88 "Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны" (далее - ГОСТ 12.1.005-88):

не более 0,1 г/куб.м - для резервуаров из-под бензинов перед их ремонтом с применением огневых работ и другими работами, связанными с пребыванием работников в резервуаре без защитных средств органов дыхания и спецодежды;

не более 2,0 г/куб.м (5% НПВ) - при выполнении огневых работ без пребывания работников внутри резервуара;

не более 8,0 г/куб.м (20% НПВ) - для резервуаров из-под светлых нефтепродуктов перед их осмотром, ремонтом (без применения огневых работ), окрашиванием, градуировкой с доступом работников внутрь резервуара в защитных средствах;

не более 12,5 г/куб.м (50% НПВ) - при выполнении указанных работ без доступа работников внутрь резервуара.

Огневые работы должны проводиться в соответствии с требованиями Правил пожарной безопасности и техники безопасности при проведении огневых работ на предприятиях Республики Беларусь, утвержденных Главным управлением пожарной охраны Министерства внутренних дел Республики Беларусь 31 июля 1992 г. и Госпроматомнадзором Республики Беларусь 28 июля 1992 г.

Допуск работников в резервуар для выполнения зачистных работ производится только в средствах защиты органов дыхания и спецодежде.

241. Бригада может приступить к работе внутри резервуара в присутствии ответственного лица только после получения акта готовности резервуара к зачистным работам и при оформленном наряде-допуске.

Перед допуском рабочих в резервуар производится контрольный анализ воздуха на содержание в нем паров нефтепродуктов и других газов. Результаты анализа оформляются справкой по форме согласно приложению 9 и заносятся в журнал учета анализов концентрации паров углеводородов и других газов по форме согласно приложению 10.

242. По окончании зачистных работ составляется акт на выполненную зачистку резервуара по форме согласно приложению 11.

243. Работы по антикоррозионной защите наружной и внутренней поверхности резервуаров выполняются в соответствии со специальными инструкциями по нанесению защитных покрытий. В качестве антикоррозийных покрытий внутренней поверхности резервуаров с нефтепродуктами применяются эмали марок XC-717, ХС-5132, ХС-928. В качестве атмосферостойких покрытий наружных поверхностей резервуаров применяются эмали марок ПФ-5135, ПФ-115 (белая), ЭФ-5144, АК-М02, AK-194, МС-17 (серая), АС-115 или аналогичные.

244. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их технического состояния в соответствии с требованиями Руководства по обследованию и дефектоскопии вертикальных стальных резервуаров, утвержденного Министерством нефтяной промышленности СССР и Государственным комитетом СССР по обеспечению нефтепродуктами 18 апреля 1985 г. Обследование и дефектоскопию резервуаров выполняют специализированные организации, имеющие разрешение на выполнение этих работ.

245. По результатам обследования и комплексной дефектоскопии составляется заключение о техническом состоянии резервуара, его пригодности к ремонту и условиях дальнейшей эксплуатации. В заключении должны быть даны предложения по ремонту резервуара. Выводы и предложения должны быть четкими и конкретными, не допускающими двоякого толкования.

246. Организация, подготовка и техническое выполнение ремонтных работ резервуаров должны выполняться в соответствии с Правилами технической эксплуатации резервуаров и инструкциями по их ремонту.

Глава 18

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ

247. В состав технологических трубопроводов входят внутрискладские трубопроводы, соединительные детали трубопроводов, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, узлы учета и контроля, фильтры-грязеуловители и другие устройства.

248. Допускается эксплуатировать сборно-разборные трубопроводы со специальными стыковыми соединительными приспособлениями, а также трубопроводы из негорючих материалов (стеклопластиков), обеспечивающих необходимую механическую, химическую и температурную стойкость и не влияющих на качество перекачиваемых нефтепродуктов. При этом должны быть предусмотрены специальные устройства для отвода статического электричества.

249. Запорная, регулирующая, предохранительная арматура должна размещаться в местах, удобных и легкодоступных для управления и обслуживания, согласно проекту.

Коренные задвижки резервуаров должны быть стальными независимо от хранимого нефтепродукта и устанавливаться непосредственно у резервуара.

250. Запорная арматура, для открытия которой требуются значительные усилия, должна быть снабжена механическим или электрическим приводом.

251. В местах установки арматуры и сложных трубопроводных узлов массой более 50 кг, требующих периодической разборки, должны быть предусмотрены переносные или стационарные средства механизации для монтажа и демонтажа арматуры.

252. В качестве запорной арматуры для трубопроводов рекомендуется применять:

дисковые затворы с дистанционным управлением;

шиберные задвижки I класса плотности;

задвижки, вентили, шаровые краны.

253. Использовать регулирующие вентили и клапаны в качестве основных запорных устройств запрещается. Кроме регулирующих вентилей и клапанов должна быть установлена запорная арматура.

254. Применяемые для технологических трубопроводов фасонные соединительные детали, фланцы, прокладки и крепежные изделия по качеству и технической характеристике материала должны отвечать требованиям эксплуатации в среде нефтепродуктов.

255. Замена прокладок и запорной арматуры на трубопроводе допускается только после снижения в нем давления до атмосферного, полного освобождения его от нефтепродукта и отключения от действующих трубопроводов с установкой заглушек на фланцевых соединениях.

256. Прокладка трубопроводов может быть наземной или подземной в зависимости от условий рельефа местности, агрессивности грунта, уровня грунтовых вод.

По трассе прокладки труб на низких опорах необходимо предусматривать планировку территории и отвод ливневых вод.

В местах прохода обслуживающего персонала через трубопроводы следует устроить переходные площадки или мостики.

257. Колодцы и камеры управления задвижками необходимо располагать с внешней стороны обвалования (ограждающей стены) резервуаров.

258. Надземные трубопроводы для нефтепродуктов в пределах территории резервуарных парков и сливоналивных устройств должны быть проложены на несгораемых опорах. Высота опор трубопроводов определяется местными условиями, но должна быть в местах пересечения пешеходных дорожек и тротуаров не менее 2,2 м; автомобильных дорог - не менее 4,5 м; железнодорожных путей - не менее 6 м.

259. При пересечении высокими эстакадами железнодорожных путей и автомобильных дорог расстояние по горизонтали от грани ближайшей опоры эстакады должно быть не менее 3,45 м до железнодорожного пути нормальной колеи и 1 м - до бордюра автомобильной дороги. Для компенсаций температурных деформаций рекомендуется использовать волнистые и сильфонные компенсаторы. Повороты рекомендуются под углом 90 град. Тип компенсатора определяется расчетным путем.

260. При установке компенсатора в паспорт трубопровода вносят следующие данные: техническую характеристику, завод-изготовитель и год изготовления компенсатора; расстояние между неподвижными опорами, необходимую величину компенсации, величину предварительного растяжения; температуру окружающего воздуха при монтаже компенсатора и дату установки.

261. Подземные трубопроводы для нефтепродуктов должны быть проложены в грунте на глубине не менее 0,8 м от планировочной отметки земли до верха трубы. Трубопроводы с замерзающими средами должны быть на 0,1 м ниже глубины промерзания грунта до верха трубы. Прокладка трубопроводов под и над зданиями и сооружениями и установками не допускается.

262. Размещение арматуры, фланцевых и резьбовых соединений, линзовых и волнистых компенсаторов и дренажных устройств на участках трубопроводов, расположенных под железнодорожными путями, автомобильными дорогами и пешеходными дорожками, не разрешается.

263. На пересечениях с внутрискладскими железнодорожными путями, автомобильными дорогами и проездами подземные трубопроводы должны быть положены в футляр из стальных труб, диаметр которых на 100 - 200 мм больше наружных диаметров прокладываемых в них трубопроводов, а концы труб должны выступать на 2 м в каждую сторону от крайнего рельса или края проезжей части автомобильной дороги. Концы футляров должны быть уплотнены и залиты битумом. На участках трубопроводов, заключаемых в защитные футляры, должно быть минимальное число сварных стыков, проверенных физическими методами контроля.

Глубина заложения от верха стальных футляров должна быть не менее 1 м до подошвы шпалы, а под автомобильными дорогами и проездами - не менее 0,8 м до поверхности дорожного покрытия.

264. Уклоны трубопроводов должны быть для легковоспламеняющихся нефтепродуктов - от 0,002 до 0,003; для горючих нефтепродуктов - 0,005; для высоковязких и застывающих нефтепродуктов - 0,02 в сторону резервуара.

265. Защиту от коррозии наружной поверхности технологических трубопроводов следует производить полимерными покрытиями в соответствии с требованиями ГОСТ 25812-83 "Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии" (далее - ГОСТ 25812-83), а защиту от коррозии внутренней поверхности трубопроводов - с помощью бензостойких токопроводящих эмалей типа ХС или с помощью металлизационных покрытий (алюминиевых или цинковых).

266. Защита наружной поверхности стальных трубопроводов от коррозии, вызываемой воздействием окружающей среды и блуждающими токами, должна отвечать требованиям ГОСТ 9.602-89 "Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии" (далее - ГОСТ 9.602-89).

267. Трубопроводы должны быть заземлены. При наличии во фланцевых соединениях трубопроводов шайб из диэлектрических материалов и шайб, окрашенных неэлектропроводными красками, заземление трубопроводов обеспечивается их присоединением к заземленным резервуарам. Заземляющие устройства технологических трубопроводов должны периодически проверяться.

268. На технологические трубопроводы, по которым транспортируются ЛВЖ (бензин, керосин), должны быть составлены паспорта согласно приложению 12. На остальные технологические трубопроводы должны быть заведены журналы эксплуатации и ремонта согласно приложению 13.

269. Приказом по организации должно быть назначено лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопроводов.

270. В период эксплуатации технологические трубопроводы должны подвергаться осмотру ответственным лицом за их эксплуатацию. Срок осмотра устанавливается руководством организации, но не реже чем через каждые 12 месяцев. Осмотр трубопроводов, подверженных вибрации, а также фундаментов под опоры и эстакады для этих трубопроводов необходимо проводить не реже одного раза в квартал. Выявленные при этом дефекты должны быть устранены.

271. Технологические трубопроводы должны подвергаться периодической ревизии. Сроки проведения ревизии устанавливает администрация организации в зависимости от их износа, опыта эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизий, но не реже одного раза в три года для трубопроводов, транспортирующих нефтепродукты, и не реже одного раза в шесть лет для остальных.

272. При ревизии технологических трубопроводов необходимо проверить:

состояние сварных швов и фланцевых соединений, включая крепеж;

герметичность соединений;

состояние опорных конструкций фундаментов и подвесок;

правильность работы подвижных опор;

состояние и работу компенсирующих устройств;

состояние дренажных устройств, арматуры;

наличие коррозии, трещин; уменьшение толщины стенок труб и деталей трубопроводов, прокладок.

Результаты ревизии отражаются в паспортах трубопроводов или в журнале эксплуатации и ремонта технологических трубопроводов.

Все обнаруженные дефекты должны быть устранены с соблюдением необходимых мер безопасности.

273. Надежность работы технологических трубопроводов проверяют гидравлическим испытанием на плотность не реже одного раза в восемь лет. Испытания проводят после монтажа, ремонта, связанного со сваркой и заменой элемента трубопровода. Испытания проводят только на плотность. Устанавливаемая при этом арматура должна быть предварительно испытана на прочность пробным давлением.

Короткие трубопроводы, работающие без избыточного давления, испытаниям не подвергаются. При испытании монтажные стыки и места сварки должны быть открыты.

274. Давление испытания стальных трубопроводов устанавливается:

при рабочем давлении до 0,5 МПа - 1,5 Рраб., но не менее 0,2 МПа;

при рабочем давлении свыше 0,5 МПа - 1,25 Рраб., но не менее Рраб. + 0,3 МПа.

Трубопровод выдерживают под указанным давлением в течение 5 мин, после чего давление снижают до рабочего.

Результаты считают удовлетворительными, если во время испытания не произошло падений давления по манометру, а в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружены течи и отпотины.

Глава 19

НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ

275. Насосные станции предназначены для выполнения основных технологических операций: слив-налив нефтепродуктов из транспортных средств (железнодорожных цистерн и автоцистерн), внутрискладские перекачки, налив в тару, а также выполнение вспомогательных операций (промывка резервуаров, расфасовка нефтепродуктов в тару и другое).

276. Насос и двигатель, включая редуктор, считаются одним агрегатом. Каждый агрегат насосной должен иметь порядковый номер. На двигателе, насосе и редукторе наносят стрелки, указывающие направление вращения, а на пусковом устройстве - надписи "Пуск" и "Стоп" и номер насосного агрегата, к которому относится пусковое устройство.

277. На каждый насосный агрегат необходимо иметь формуляр, в который заносят данные учета его работы, объем производимого ремонта. Формуляр заполняет ответственный за эксплуатацию насосных агрегатов.

278. Тип насосных агрегатов необходимо определить с учетом следующего:

физико-химических свойств нефтепродуктов: вязкости, плотности, температуры вспышки, давления насыщенных паров и коррозионных свойств нефтепродуктов;

требуемой высоты всасывания, подачи и напора для обеспечения выполнения норм времени слива-налива:

условий энергоснабжения;

класса взрывопожароопасности помещения;

назначения операций (основные, вспомогательные).

279. Насосы для перекачки нефтепродуктов необходимо размещать в зданиях, на открытых площадках или под навесом (если конструкции насосов и двигателей допускают их эксплуатацию на открытом воздухе). Все движущиеся части агрегата должны быть защищены надежно закрепленными ограждениями.

280. При установке насосов для перекачки нефтепродуктов с различной температурой вспышки в одном помещении это помещение и все оборудование должны соответствовать требованиям, предъявляемым к перекачке нефтепродуктов с наиболее низкой температурой вспышки.

281. Валы, соединяющие двигатели с насосами, в местах прохода через стены должны иметь сальниковые уплотнения. Применять плоскоременные передачи в помещениях, где установлены насосы для перекачки ЛВЖ, не допускается. Электродвигатели насосов, которые используются при перекачке нефтепродуктов, должны быть во взрывозащищенном исполнении. В отдельных случаях допускается применение двигателей в нормальном исполнении при условии их установки в отдельном помещении.

282. Вне помещений или площадок насосных станций на всасывающих и нагнетательных трубопроводах должны быть установлены аварийные задвижки на расстоянии от 10 до 15 м от насосной; в качестве аварийных могут служить задвижки у сливоналивных устройств или на технологических трубопроводах, если они расположены на расстоянии не более 50 м от насосной.

283. Для подъема и перемещения оборудования насосной и узла задвижек рекомендуется применять:

для грузов массой до 0,5 т - переносные треноги или монорельсы с передвижными талями (ручными);

для грузов массой от 0,5 до 2 т - монорельсы с передвижными электроталями;

для грузов массой более 2 т, находящихся на открытых площадках, - краны мостовые подвесные или опорные.

Нельзя использовать фундаменты агрегатов в качестве опоры для грузоподъемных устройств.

284. Монтаж, наладку, испытание насосных агрегатов необходимо проводить согласно требованиям проекта и инструкций заводов-изготовителей.

Техническое обслуживание и ремонт насосных агрегатов необходимо проводить по утвержденному графику в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей, с оформлением наряда-допуска на проведение работ повышенной опасности.

285. Насосные агрегаты должны эксплуатироваться в соответствии с производственными инструкциями и настоящими Правилами.

286. На видном месте вывешиваются:

инструкции по эксплуатации агрегатов;

инструкции по охране труда и пожарной безопасности;

график планово-предупредительного ремонта агрегатов;

схема обвязки насосов и соединения с трубопроводами и резервуарами.

287. Обслуживающий персонал насосных станций должен вести журнал эксплуатации насосных агрегатов согласно приложению 14. При вступлении на смену машинист насосной станции должен ознакомиться с записями в журнале эксплуатации насосных агрегатов.

288. Насосные станции на складах нефтепродуктов рекомендуется оснащать приборами автоматической защиты, а также оборудованием, обеспечивающим возможность их работы без постоянного обслуживающего персонала.

289. В насосных станциях обслуживающий персонал должен аварийно отключить насосный агрегат:

при появлении дыма из подшипников, уплотнений, сальников в разделительной стене;

при повышенных утечках нефтепродуктов на работающем агрегате;

при внезапном прекращении подачи электроэнергии;

во всех случаях, создающих угрозу жизни и здоровью обслуживающего персонала;

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

|