|
Стр. 3
осуществляющие учет с точностью, соответствующей требованиям ГОСТ
26976-86, должны устанавливаться в пунктах:
приема нефтепродуктов (по трубопроводам от НПЗ, по отводам от
нефтепродуктопроводов) из железнодорожных цистерн, наливных судов
и т.п.;
отгрузки нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные
цистерны, наливные суда, нефтепродуктопроводы, тару и т.п.
Оперативные (контрольно-технологические) средства измерения
устанавливаются в местах, необходимых для учета количества
нефтепродуктов в оперативных целях и задач АСУ ТП.
Примечание. В случаях использования технических средств или
систем управления приемом, хранением и отгрузкой нефтепродуктов,
которые позволяют производить коммерческий и оперативный учет
количества нефтепродукта, отдельные средства измерения не
предусматриваются.
7.2. При организации системы коммерческого учета количества
нефтепродукта следует использовать метод прямого измерения
(взвешивания). Допускается применение косвенных методов
определения массы (нетто) с использованием массовых или объемных
счетчиков в комплекте с автоматическими плотномерами.
7.3. Учет нефтепродуктов при хранении должен осуществляться
измерительными средствами автоматизированных систем без
разгерметизации газового пространства резервуара и обеспечивать
возможность измерения массы нефтепродукта и подтоварной воды.
7.4. При сливе-наливе железнодорожных цистерн на нефтебазах 1,
2 и 3 классов рекомендуется использовать железнодорожные весы с
автоматической системой регистрации массы нефтепродукта и
оформлением отгрузочных документов.
Примечания:
1. Допускается на нефтебазах 3 класса автоматическое
оформление отгрузочных документов не производить.
2. Грузоподъемность железнодорожных и автомобильных весов
должна обеспечивать возможность взвешивания цистерн максимальной
грузоподъемности (брутто) для данного пункта.
7.5. В составе коммерческих узлов учета следует
предусматривать:
измерительные линии - рабочие и резервные;
стационарное или передвижное образцовое средство для поверки
турбинных счетчиков расхода - трубопоршневая установка (ТПУ);
приборы и устройства контроля за режимом работы узла учета;
устройства контроля, хранения, индикации и регистрации
результатов измерения;
вспомогательное оборудование - фильтры, запорная арматура,
изготовленная по первому классу герметичности и т.п.
Узлы оперативного измерения и учета следует оснащать
контрольными измерительными линиями (счетчиками).
7.6. Типоразмеры счетчиков расхода и число рабочих
измерительных линий должны определяться из условий обеспечения
заданной точности измерения в диапазоне от 30 до 100%
производительности насосов. При сливе-наливе наливных (морских,
речных) судов счетчики должны работать в диапазоне от 10 до 100%
производительности насосов.
7.7. Для измерения каждого потока нефтепродукта рекомендуется
устанавливать не более четырех счетчиков, оснащенных байпасной
линией.
Число резервных измерительных линий должно приниматься не
менее 50% от числа рабочих измерительных линий, а общее их
количество не должно быть более 10.
7.8. Трубопроводы измерительных линий и счетчики должны быть
одного диаметра и иметь до и после счетчика специальные
струевыпрямители. При отсутствии струевыпрямителей должны
предусматриваться прямые участки трубы длиной не менее 15
диаметров условного прохода счетчика до счетчика и не менее 5
диаметров - после счетчика.
7.9. При проектировании узла измерения и учета количества
нефтепродуктов давление на выходе должно приниматься не менее 0,3
МПа при всех режимах работы узла измерения.
8. ПОДОГРЕВ НЕФТЕПРОДУКТОВ
8.1. Подогрев высоковязких и легкозастывающих нефтепродуктов
следует производить до температуры, обеспечивающей его
-6
кинематическую вязкость не более 600 х 10 кв. м/с, с учетом
физико-химических свойств и длительности хранения нефтепродуктов.
8.2. В качестве теплоносителя следует использовать водяной
насыщенный пар или перегретую воду. При этом, в случаях попадания
теплоносителя в нефтепродукт не должно происходить снижение его
качества. При отсутствии указанных теплоносителей для разогрева
высоковязких и легкозастывающих нефтепродуктов, при
соответствующем обосновании, возможно применение электрообогрева
(электрогрелки, греющие кабели и т.п.).
8.3. Температура подогрева вязких нефтепродуктов (типа
мазутов) не должна превышать 90 -С, а для масел - 60 -С.
Температура подогрева должна быть ниже температуры вспышки
паров нефтепродукта в закрытом тигле не менее чем на 25 -С.
Температура нефтепродукта при отстое должна быть выше
температуры, рекомендуемой для перекачки на 20 - 25 -С (Приложение
2).
8.4. При подогреве нефтепродукта с помощью стационарных
пароподогревателей давление насыщенного пара не должно превышать
0,4 МПа, а с помощью переносных - 0,3 МПа.
Обогрев пароспутниками технологических трубопроводов, в
которых температура перекачиваемого нефтепродукта не превышает 60
-С, следует производить, как правило, перегретой водой с
температурой 150 -С, а высоковязких и легкозастывающих -
насыщенным паром давлением до 1,3 МПа.
При использовании электроподогрева электроподогреватели должны
иметь взрывобезопасное исполнение и автоматически отключаться при
достижении нефтепродуктом предельно допустимых температуры или
уровня.
8.5. Подогрев нефтепродуктов в резервуарах должен
осуществляться стационарными подогревателями или устройствами
циркуляционного подогрева, использующими в качестве теплоносителя
насыщенный пар или перегретую воду.
8.6. Основные показатели тепловых расчетов процесса подогрева
нефтепродуктов в наземных типовых резервуарах с тепловой изоляцией
с использованием в качестве теплоносителя насыщенного пара
давлением 0,4 МПа справочно приведены в Приложении 7.
8.7. В резервуарах, предназначенных для отпуска вязких
нефтепродуктов в автоцистерны, одиночные железнодорожные цистерны
или бочки, наряду с основными подогревателями следует
предусмотреть устройства с местным порционным подогревом в камерах
объемом, равным суточной или односменной реализации нефтепродукта.
8.8. Для слива вязких нефтепродуктов из железнодорожных
цистерн должен применяться циркуляционный способ подогрева с
установкой стационарных теплообменников за пределами
железнодорожной эстакады.
На нефтебазах 4 - 5 классов допускается производить разогрев
нефтепродукта с помощью переносных паровых или электрических
подогревателей, а также подогревателей других конструкций,
отвечающих требованиям пожарной безопасности.
8.9. На железнодорожных эстакадах при разогреве нефтепродуктов
в цистернах с помощью переносных подогревателей должен
предусматриваться коллектор насыщенного пара с отводом к каждой
цистерне и обязательной установкой запорной арматуры. Прокладка
паропроводов и конденсатопроводов должна отвечать требованиям СНиП
2.04.07-86.
8.10. Конденсат от переносных и стационарных подогревателей
необходимо возвращать в сеть внутрибазовых конденсатопроводов.
Конденсат, загрязненный нефтепродуктом и не удовлетворяющий
требованиям качества, следует охлаждать и направлять в
производственную канализацию.
8.11. В случае использования электрических подогревателей
разогрев вязких нефтепродуктов при операциях приема, хранения,
отпуска и подогрева трубопроводов следует предусматривать
комплексным в соответствии с "Рекомендациями по комплексному
электроподогреву вязких нефтепродуктов на нефтебазах". При этом
следует предусматривать терморегулирование системы подогрева.
8.12. На нефтебазах, использующих для технологических нужд
насыщенный водяной пар, в качестве источника тепла для горячего
водоснабжения, нагревания воздуха приточных систем вентиляции,
смыва технологических площадок следует предусматривать перегретый
конденсат, при этом сглаживание неравномерности потребления
горячей воды необходимо осуществлять за счет установки
баков-аккумуляторов.
8.13. На нефтебазах, расположенных в местностях южнее 50- с.ш.
и не имеющих в теплый период года других потребителей тепла, кроме
горячего водоснабжения, допускается предусматривать автономные
установки горячего водоснабжения, использующие солнечную энергию.
8.14. Учет расхода энергоресурсов на производственные нужды
нефтебазы (топливо, газ, тепло, электроэнергия) следует
предусматривать по группам зданий и сооружений, объединенных
единым технологическим процессом.
9. ОТРАБОТАННЫЕ НЕФТЕПРОДУКТЫ (МАСЛА)
9.1. Технология приема и отгрузки
9.1.1. Прием отработанных нефтепродуктов в соответствии с
требованиями ГОСТ 21046-86 должен производиться отдельно по
группам: моторные масла (ММО), индустриальные (МИО) и смесей
отработанных нефтепродуктов (СНО), для чего на нефтебазах должны
быть организованы приемные пункты, располагаемые в зоне операций
по отгрузке нефтепродуктов автомобильным транспортом и в таре.
Приемные пункты оборудуются емкостями, камерами для разогрева
бочек, насосной станцией, наливным устройством, а также грузовой
платформой для накопления бочек со средствами механизации
разгрузочных работ.
Примечание. Группы ММО и МИО подлежат регенерации, СНО -
переработке на НПЗ.
9.1.2. Вновь принимаемые обводненные индустриальные масла
должны проходить обработку в отдельном резервуаре с подогревом в
целях разрушения эмульсии и выделения избытка воды.
9.1.3. Пропускная способность камеры для разогрева бочек и
размеры грузовой платформы должны обеспечивать прием не менее
максимального суточного поступления отработанных нефтепродуктов в
бочках.
9.1.4. Приемные емкости каждой группы отработанных
нефтепродуктов, а при соответствующем обосновании и отдельных
марок отработанных масел из числа указанных в группах, должны быть
отдельными.
9.1.5. Вместимость резервуаров для отработанных нефтепродуктов
группы ММО и МИО должна определяться по норме сбора (в процентах
от максимальной месячной реализации свежих масел), равной 35% и
50% соответственно.
Вместимость резервуаров для группы СНО следует определять
исходя из фактически достигнутого уровня сбора за прошедшие 2 - 3
года и с учетом перспективы.
Вместимость резервуаров нефтебаз с сезонной отгрузкой
отработанных нефтепродуктов следует определять исходя из сезонного
поступления.
Примечание. Для нефтебаз с поступлением отработанных
нефтепродуктов менее 10 т в год по каждой группе допускается
прием, хранение и отгрузку производить бочками.
9.1.6. Для отработанных нефтепродуктов следует предусматривать
установку горизонтальных резервуаров единичной вместимостью, как
правило, не более 75 куб. м в количестве не менее двух для каждой
группы.
Примечание. На нефтебазах, где производится очистка и
регенерация отработанных нефтепродуктов, следует устанавливать
отдельные резервуары для каждой марки.
9.1.7. Резервуары для группы СНО следует оснащать
оборудованием для легковоспламеняющихся жидкостей, а также
подогревателями и устройствами для удаления воды и осадка.
9.1.8. Отгрузку отработанных нефтепродуктов следует
осуществлять отдельными партиями, но не менее грузоподъемности
одной транспортной единицы (железнодорожные и автомобильные
цистерны, бочки), через одиночные наливные устройства.
Допускается отгрузка групп ММО и МИО по одному трубопроводу
при условии его опорожнения.
9.1.9. При сливо-наливных операциях температура отработанного
нефтепродукта должна быть ниже температуры вспышки его паров не
менее чем на 15 -С.
9.1.10. Разогрев отработанных нефтепродуктов, поступающих в
бочках, допускается производить открытым паром с давлением не выше
0,05 - 0,1 МПа при условии обеспечения безопасности работ.
9.2. Очистка и регенерация
9.2.1. Очистку и регенерацию отработанных нефтепродуктов
группы ММО и МИО следует предусматривать на нефтебазах при
условии, если поступление отработанных нефтепродуктов будет
обеспечивать годовую загрузку регенерационных установок не менее
чем на 80% от их номинальной производительности.
9.2.2. Расходные емкости для топлива огневых печей должны быть
рассчитаны на суточную потребность, но не более 5 куб. м для
хранения мазута и не более 1 куб. м для легкого нефтяного топлива.
9.2.3. Перекачка отработанных и регенерированных масел должна
осуществляться отдельными насосами.
9.2.4. Отходы регенерационных установок (фильтровальные
материалы, реагенты и пр.) должны удаляться в соответствии с
санитарными правилами о порядке накопления, транспортировки,
обезвреживания и захоронения токсичных промышленных отходов.
Качественную и количественную характеристику отходов
регенерационных установок следует принимать в зависимости от
выбранных схем и метода регенерации масел.
10. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ
10.1. Нефтебазы, а также их объекты, здания и сооружения с
технологическими процессами, являющимися источниками выделения в
окружающую природную среду вредных веществ, следует отделять от
жилой застройки санитарно-защитной зоной (далее - СЗЗ). Размер СЗЗ
определяется в целом по предприятию на основе расчетов
концентрации каждого загрязняющего вещества в составе вредных
выбросов в атмосферу от каждого источника выбросов с учетом
среднегодовой розы ветров и существующего фонового уровня
загрязнений атмосферного воздуха и при этом концентрация вредных
веществ в приземном слое этой зоны не должна превышать предельно
допустимых концентраций. Граница СЗЗ по территории предприятия
устанавливается соответствующими нормативными документами
Госкомсанэпиднадзора России. Санитарно-защитная зона или
какая-либо ее часть не могут рассматриваться как резервная
территория для расширения предприятия.
10.2. В составе предпроектной (проектной) документации
(материалы выбора места размещения, ТЭО и проекты строительства,
реконструкции и технического перевооружения) нефтебаз обязательна
разработка экологического обоснования с целью предотвращения или
снижения вредного воздействия на окружающую природную среду при
строительстве, расширении, реконструкции, техническом
перевооружении объекта путем всестороннего комплексного
рассмотрения всех потерь и преимуществ, связанных с реализацией
намечаемой деятельности. Объем и состав экологического обоснования
в предпроектных (проектных) материалах определяются требованиями
"Руководства по экологической экспертизе предпроектной и проектной
документации".
10.3. Комплекс природоохранных мероприятий и полная
компенсация природной среде за наносимый вред определяются в
результате проведения оценки воздействия на окружающую природную
среду.
10.4. Компенсация за наносимый вред природной среде должна
производиться по установленным нормативам платежей за пользование
природными ресурсами, выбросы и сбросы загрязняющих веществ,
размещение отходов.
10.5. Установление предельно допустимых выбросов загрязняющих
веществ, выбрасываемых в атмосферу объектами и сооружениями
нефтебаз на разных стадиях проектирования, производится в
соответствии с требованиями раздела 3.2 "Методики нормирования
выбросов вредных веществ в атмосферу на предприятиях
Госкомнефтепродукта РСФСР".
10.6. Для охраны атмосферного воздуха от загрязнения
углеводородами следует предусматривать мероприятия по сокращению
потерь нефтепродуктов при перекачке, приеме и отпуске, выбор
которых определяется расчетом.
10.7. Промышленные отходы (нефтешламы, шламы химводоочистки и
т.п.) следует обеззараживать и утилизировать. Выбор технического
решения следует принимать с учетом местных условий и количества
отходов. Захоронению подлежат только те виды отходов, на которые
представлены убедительные доказательства отсутствия технологий по
их переработке.
Качественную характеристику отходов, образующихся от зачистки
резервуаров, следует принимать: плотность - 1,01 т/куб. м,
содержание воды - 70%, содержание механических примесей - 26%,
содержание нефтепродуктов - 4%.
Удельный расход зачистных вод от резервуаров следует принимать
0,6 - 0,4 куб. м на 1000 т грузооборота.
Состав нефтешламов, образующихся на очистных сооружениях,
характеризуется следующими показателями: плотность - 1,01 т/куб.
м, содержание воды - 63 - 30%, содержание механических примесей -
30 - 40%, нефтепродукты - 7 - 30%.
10.8. В проектах следует предусматривать мероприятия
(обвалования, водонепроницаемые покрытия, планировка и т.п.) для
сбора нефтепродуктов в случае их разлива, аварии технологических
сооружений и трубопроводов. Сброс нефтепродуктов при авариях в
производственную канализацию не допускается.
10.9. Наливные устройства должны быть оборудованы дренажной
системой с каплеуловителями для сбора нефтепродукта, сливаемого из
этих устройств после окончания операций налива.
10.10. В проектах на строительство нефтебаз, при
соответствующем обосновании, следует предусматривать систему
оборотного водоснабжения (система охлаждения насосов продуктовой
насосной станции) и повторное использование очищенных сточных вод
на мытье площадок со сливо-наливными устройствами или эстакадами,
мытье резервуаров (при их зачистке). Требуемое качество очищенных
сточных вод для вышеуказанных целей должно соответствовать по
содержанию нефтепродуктов - 20 мг/л, взвешенным веществам - 20
мг/л, БПКпол - 15 - 20, рН - 7 - 8.
Укрупненные нормы водопотребления и водоотведения на 1000 т
грузооборота нефтебазы приведены в таблице 11.
10.11. На водных (морских, речных) нефтебазах должно быть
исключено попадание нефтепродуктов в водные объекты. Для
ликвидации возможного аварийного попадания нефтепродуктов в водные
объекты должны быть предусмотрены улавливающие устройства (боновые
заграждения, плавучие нефтемусоросборщики) по локализации и сбору
нефтепродуктов с поверхности воды.
10.12. В проектах нефтебаз должны быть предусмотрены системы
постоянного контроля загазованности рабочих зон и приземной части
территории с помощью стационарных (по мере их выпуска
промышленностью) и переносных газоанализаторов.
10.13. Для защиты почвы и грунтовых вод следует
предусматривать противофильтрационные экраны или водонепроницаемые
покрытия на всех участках территории нефтебаз, где проводятся
операции с нефтепродуктами, а также сеть наблюдательных скважин по
периметру территории нефтебазы.
Таблица 11
--------------T----------------------T----------------------T-------¬
¦Предприятие ¦ Среднегодовой расход ¦ Среднегодовой расход ¦Безвоз-¦
¦ ¦ воды, куб. м ¦ стоков, куб. м ¦врат. ¦
¦ +-------T--------------+-------T--------------+потери ¦
¦ ¦Всего ¦ В том числе ¦Всего ¦ В том числе ¦ ¦
¦ ¦ +------T-------+ +-------T------+ ¦
¦ ¦ ¦Для ¦Для ¦ ¦Произ- ¦Быто- ¦ ¦
¦ ¦ ¦питье-¦произ- ¦ ¦водст- ¦вые ¦ ¦
¦ ¦ ¦вых ¦водст- ¦ ¦венные ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦нужд ¦венных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦нужд ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------+-------+------+-------+-------+-------+------+-------+
¦1. Перевалоч-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ные нефтебазы¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦с грузооборо-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦том, тыс. т: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦до 100 ¦153,3 ¦91,8 ¦61,5 ¦127,2 ¦49,2 ¦78,0 ¦26,1 ¦
¦100 - 500 ¦153,3 -¦91,8 -¦61,5 - ¦127,2 -¦49,2 - ¦78,0 -¦26,1 - ¦
¦ ¦129,5 ¦40,1 ¦89,4 ¦96,6 ¦62,5 ¦34,1 ¦32,0 ¦
¦500 - 1000 ¦129,5 -¦40,1 -¦89,4 - ¦96,6 - ¦62,5 - ¦34,1 -¦32,9 - ¦
¦ ¦208,6 ¦22,9 ¦185,7 ¦217,3 ¦197,9 ¦19,4 ¦8 ¦
¦1000 - 5000 ¦208,6 -¦22,9 -¦185,7 -¦217,3 -¦197,9 -¦19,4 -¦8,7 - ¦
¦ ¦96,26 ¦8,16 ¦88,1 ¦108,4 ¦101,9 ¦6,5 ¦12,0 ¦
¦5000 - 10000 ¦96 26 -¦8,16 -¦88,1 - ¦108,4 -¦101,8 -¦6,5 - ¦12,14 -¦
¦ ¦66,8 ¦5,1 ¦61,7 ¦92,4 ¦88,5 ¦4,1 ¦2 ¦
¦2. Раздели- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦тельные неф- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦тебазы с гру-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦зооборотом, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦тыс. т: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦до 30 ¦214,0 ¦34,0 ¦180,0 ¦56,0 ¦27,0 ¦29,0 ¦158 ¦
¦30 - 60 ¦214 - ¦34 - ¦180 - ¦56,0 - ¦27,0 - ¦29,0 -¦158 - ¦
¦ ¦152,0 ¦42 ¦110 ¦67,7 ¦52,0 ¦35,7 ¦84,3 ¦
¦60 - 100 ¦152 - ¦42 - ¦110 - ¦67,7 - ¦52,0 - ¦35,7 -¦84,3 - ¦
¦ ¦136 ¦51 ¦85 ¦101,3 ¦68,0 ¦33,3 ¦34,7 ¦
¦100 - 300 и ¦136 - ¦51 - ¦85 - 68¦101,3 -¦68 - ¦33,3 -¦34,7 - ¦
¦выше ¦103 ¦35 ¦ ¦84,2 ¦54,4 ¦29,8 ¦18,8 ¦
L-------------+-------+------+-------+-------+-------+------+--------
Примечание. Среднегодовые расходы воды и стоков даны на 1000 т
грузооборота нефтебазы.
11. АВТОМАТИЗАЦИЯ, КОНТРОЛЬ И УПРАВЛЕНИЕ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ
11.1. Объем и уровень автоматизации технологических процессов,
а также потребность в средствах автоматизации следует определять,
руководствуясь рекомендациями, изложенными в Приложении 11. При
этом должны обеспечиваться:
контроль и управление технологическими процессами приема,
хранения и отгрузки;
количественный учет нефтепродуктов как по резервуарной
емкости, так и с помощью поточных измерительных систем;
безопасная эксплуатация технологического оборудования и
сооружений, своевременное обнаружение возникших аварий и создание
условий для их локализации;
пожарная безопасность и защита окружающей среды.
11.2. Система управления и контроля технологическими
процессами нефтебазы должна осуществляться централизованно из
одного пункта - операторной или диспетчерской.
12. СВЯЗЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ
12.1. Для оперативного управления производством на нефтебазах
должны предусматриваться:
городская телефонная автоматическая связь;
местная телефонная автоматическая связь;
диспетчерская связь;
распорядительно-поисковая связь;
радиофикация;
пожарная сигнализация.
В соответствии с действующими нормами или техническим заданием
Заказчика на нефтебазах предусматриваются:
охранная сигнализация;
электрочасификация.
При соответствующем обосновании в проект могут быть включены и
другие виды связи и сигнализации.
12.2. Нефтебаза должна иметь связь с ближайшими узлами связи
Минсвязи России, станцией железной дороги, речным (морским) портом
(при наличии операций по сливу-наливу), а также прямую телефонную
(радиотелефонную) связь с ближайшей пожарной частью населенного
пункта или центральным пунктом пожарной связи.
12.3. Для связи абонентов нефтебазы между собой должна
предусматриваться установка местной автоматической телефонной
станции или автоматического коммутатора. Емкость местной
автоматической станции или тип коммутатора и количество
устанавливаемых телефонов АТС определяется проектом.
12.4. Для дирекции нефтебазы рекомендуется предусматривать
телефонную и громкоговорящую связь с необходимыми абонентами, а
также возможность одновременного подключения нескольких абонентов
для ведения совещаний.
12.5. Сеть диспетчерской связи должна обеспечивать:
двухстороннюю телефонную связь с любого рабочего места;
громкоговорящую связь;
двухстороннюю телефонную связь с абонентами ГАТС;
возможность группового подключения нескольких абонентов для
ведения совещаний.
12.6. Все административно-технические службы и участки приема
и отпуска нефтепродуктов на нефтебазах 1, 2 классов должны быть
оборудованы двухсторонней громкоговорящей связью, обеспечивающей
переговоры между наливщиками, машинистом и оператором.
12.7. Телефонные аппараты следует устанавливать у лестниц
эстакад. Количество телефонных аппаратов на эстакаде должно быть
не менее двух.
Оборудование связи должно соответствовать категориям и группам
взрывоопасных смесей согласно ПУЭ-85 или вынесено за пределы
взрывоопасной зоны.
12.8. При подключении нефтебазы к нефтепродуктопроводу связь
диспетчера (оператора) нефтебазы с диспетчером
нефтепродуктопровода должна предусматриваться согласно ВНТП-3-90.
12.9. Установку часов первичных (основных и резервных) следует
предусматривать в помещении узла связи, а вторичных электрочасов -
на объектах нефтебазы. Количество устанавливаемых часов
определяется проектом.
12.10. В помещениях продуктовых насосных станций, узлов
задвижек, складских помещениях для нефтепродуктов в таре,
разливочных, расфасовочных, канализационных насосных станциях
производственных стоков необходимо устанавливать сигнализаторы
довзрывных концентраций паров нефтепродуктов (СДК) из расчета не
менее одного СДК на 100 кв. м площади помещения.
Сигнализаторы СДК в помещениях следует устанавливать в
зависимости от плотности паров нефтепродукта с учетом поправки на
температуру воздуха, но не выше 0,5 м над полом.
12.11. Сигнализаторы СДК должны обеспечивать подачу
предупреждающих светового и звукового сигналов при концентрации
паров нефтепродуктов 20% и аварийных - при 50% от нижнего
концентрационного предела воспламенения (НКПВ).
12.12. В продуктовых насосных станциях с периодической работой
допускается применять автоматические газовые переключатели для
попеременной подачи проб воздуха от нескольких точек к одному СДК.
При этом периодичность анализа каждой точки отбора пробы не должна
превышать 10 мин.
12.13. В производственных помещениях автоматическое включение
аварийной и периодически действующей вытяжной вентиляции должно
осуществляться при подаче предупреждающего сигнала от СДК.
12.14. В помещениях с постоянным пребыванием обслуживающего
персонала предупреждающий и аварийный сигналы должны подаваться по
месту установки СДК и на выходе из помещения, в помещениях с
периодическим пребыванием - у входа в помещение. Допускается
подавать общий звуковой сигнал на все помещение.
12.15. Проектирование пожарной сигнализации следует выполнять
в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93, СНиП 2.04.09-84.
12.16. Ручные извещатели пожарной сигнализации,
устанавливаемые в пределах взрывоопасных зон, следует
проектировать с учетом требований гл. 7.3 ПУЭ-85.
Ручные извещатели, не имеющие взрывозащиты, следует размещать
вне взрывоопасных зон, на расстоянии:
более 20 м от мест открытого слива или налива ЛВЖ;
более 8 м от резервуаров с ЛВЖ;
более 3 м от закрытого технологического оборудования,
содержащего ЛВЖ;
1 м от дверных и оконных проемов за наружными стенами
помещений со взрывоопасными зонами.
Монтаж извещателей пожарной сигнализации следует вести в
соответствии с ВСН 25-09.68-85.
12.17. На нефтебазах 1 класса, при соответствующем
обосновании, рекомендуется предусматривать промышленное
телевидение, а также охранную сигнализацию.
12.18. Связь и сигнализацию причальных сооружений следует
проектировать по ведомственным нормам противопожарной защиты ВСН
12-87, утвержденных б. Минморфлотом СССР.
13. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА
13.1. Электрохимическая защита подземных металлических
сооружений от коррозии должна соответствовать требованиям ГОСТ
9.602-89.
13.2. Выбор принципиальных и схемных решений, а также расчеты
параметров электрохимической защиты рекомендуется производить с
использованием действующей нормативно-технической документации по
электрохимической защите площадочных сооружений (компрессорных
станций, промыслов и т.п.) или "Инструкции по защите городских
подземных трубопроводов от электрохимической коррозии".
13.3. Для катодной поляризации подземных сооружений следует
использовать серийные преобразователи для катодной защиты, в том
числе многоканальные, а также протекторы различных типов, в том
числе ленточные. Для защиты от электрической коррозии следует
использовать дренажные установки и поляризованные протекторы по
ГОСТ 16149-70.
13.4. Сливо-наливные устройства для железнодорожных цистерн и
резервуарные парки, расположенные в зоне влияния
электрифицированных железных дорог, следует проектировать с учетом
требований, изложенных в "Указаниях по проектированию защиты от
искрообразований на сооружениях с легковоспламеняющимися и
горючими жидкостями при электрификации железных дорог". При этом,
принимаемые решения не должны снижать эффективность защиты от
электрической коррозии.
13.5. В проекте должны быть предусмотрены меры по сокращению
прямых электрических связей катодно-поляризуемых сооружений с
защитными заземлениями технологического оборудования или
выполнение таких заземлений из протекторов. При этом должны быть
выполнены требования, изложенные в п. п. 13.6, 13.7 или 13.8.
Допускается электрохимическая защита подземных сооружений без
применения указанных мероприятий при условии, если расчетный ток
катодной защиты будет принят с коэффициентом не менее 5 против
варианта с исключенным влиянием защитных заземлений.
13.6. Для электрической изоляции подземных трубопроводов от
заземленного оборудования и конструкций следует использовать
изолирующие фланцы, выполненные по ГОСТ 25660-83. При этом
изолирующие фланцы должны располагаться вне взрывоопасных зон или
шунтироваться взрывобезопасными низковольтными искровыми
разрядниками. Импульсное напряжение срабатывания не должно
превышать 50% от эффективного напряжения пробоя изолирующего
фланца на частоте 50 Гц.
13.7. В заземляющие проводники нейтралей трансформаторных
подстанций должны быть встроены диодные группы из кремниевых
вентилей, включенных встречно-параллельно, обеспечивающие
сохранение защитного потенциала на заземленных (зануленных)
сооружениях при свободном пропуске токов короткого замыкания. При
этом каждое плечо (направление) диодной группы должно иметь не
менее двух вентилей, устойчивых к расчетному току однофазного
короткого замыкания в данной цепи.
Электрические контактные соединения диодных групп при
включении их в заземляющие цепи должны соответствовать классу 2 по
ГОСТ 10434-82.
13.8. Литые протекторы могут быть использованы в качестве
электродов заземления, если они удовлетворяют требованиям ПУЭ,
предъявляемым к заземлителям и заземляющим проводникам.
13.9. Расчетная величина мощности катодной станции по
постоянному току для 10-летнего срока эксплуатации не должна
превышать 60% номинальной мощности катодной станции. При этом,
расчетная величина напряжения на выходе станции не должна
превышать 75% величины выбранного предела (диапазона) напряжения
СКЗ.
13.10. Электрохимическая защита объектов нефтебазы должна
выполняться с использованием кабелей с пластмассовой изоляцией и
оболочкой. Допускается совместная прокладка кабелей
электрохимзащиты с кабельными линиями других назначений в общих
каналах, лотках или траншеях.
13.11. Для определения сечения кабелей электрохимзащиты
максимальную величину тока установки катодной защиты следует
принимать на 20% больше расчетной величины тока, а плотности тока
для кабеля АВВГ - 0,66 не должны превышать 0,4 А/кв. мм.
Контрольные проводники должны иметь сечение не менее 10 кв. мм
по алюминию.
13.12. Контрольно-измерительные пункты для измерения защитных
потенциалов должны быть установлены в точках дренажа, в местах
изменения направления или пересечения защищаемых трубопроводов, в
местах сближения защищаемых трубопроводов с сосредоточенными
анодными заземлениями, в четырех диаметрально противоположных
точках внешней поверхности подземных резервуаров. Расстояние между
соседними контрольно-измерительными пунктами не должно превышать
50 м.
Допускается не предусматривать контрольно-измерительные пункты
(кроме точек дренажа установок катодной защиты), если обеспечен
электрический контакт с сооружением в заданной точке.
14. ЛАБОРАТОРИИ
14.1. Для обеспечения контроля качества нефтепродуктов,
поступающих, хранящихся и отгружаемых с нефтебаз, а также для
определения содержания нефтепродуктов в сточных водах на
нефтебазах 1 - 4 классов должны быть предусмотрены лаборатории.
14.2. Перечень показателей качества нефтепродуктов,
контролируемых при приемо-сдаточных, контрольных, полных и
арбитражных анализах и примерный расход времени на их проведение,
приведены в Приложениях 8 и 9.
14.3. Лаборатории должны оснащаться оборудованием и приборами:
на нефтебазах 1 и 2 классов для проведения приемо-сдаточных,
контрольных и полных анализов в объеме требований ГОСТ и ТУ, а
также арбитражных анализов в соответствии с "Временной инструкцией
по контролю качества нефтепродуктов в системе Госкомнефтепродукта
РСФСР" и изменением N 1;
на нефтебазах 3 класса для проведения приемо-сдаточных,
контрольных анализов и анализов отработанных масел;
на нефтебазах 4 класса для проведения приемо-сдаточных
анализов и анализа отработанных масел.
На нефтебазах 5 класса необходимо иметь приборы для замера
параметров, связанных с определением поступившего и отгруженного
количества нефтепродуктов.
14.4. Оборудование и приборы для проведения анализов, а также
необходимые размеры помещений лаборатории следует определять
исходя из грузооборота нефтебазы, номенклатуры нефтепродуктов,
количества резервуаров, видов технологических операций и числа
анализов.
14.5. Как правило, на нефтебазах 1, 2 и 3 классов в составе
лабораторий следует предусматривать комнату анализов, весовую,
моечную, склад проб, а также помещение моторных испытаний топлив.
Примечание. На нефтебазах 3 класса помещение моторных
испытаний топлив не предусматривается.
14.6. В состав работ лабораторий включаются наблюдения за
состоянием природной среды в зоне воздействия нефтебазы -
производственно-экологический мониторинг, необходимость проведения
которых обусловлена требованиями Закона РФ "Об охране окружающей
природной среды", статья 71.
15. ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМАМ КАНАЛИЗАЦИИ
15.1. На территории нефтебаз следует предусматривать
производственно-дождевую канализацию для приема:
производственных сточных вод от систем охлаждения насосов
продуктовых насосных станций, лабораторий, смыва площадок со
сливо-наливными устройствами, полов в продуктовых насосных
станциях и др.;
подтоварных вод из резервуаров;
дождевых и талых вод с открытых площадок для сливо-наливных
устройств, обвалованной площадки резервуарного парка и других
мест, где эти воды могут быть загрязнены нефтепродуктами;
воды от охлаждения резервуаров при пожаре.
15.2. Сточные воды от сооружений и объектов нефтебазы,
связанных с операциями с этилированными бензинами, содержащие
тетраэтилсвинец (ТЭС), могут удаляться отдельной системой
канализации на очистные сооружения, предназначенные для очистки и
обезвреживания этих вод, или сбрасываться в сеть
производственно-дождевой канализации нефтебазы с очисткой общего
стока до требуемых норм.
Отдельную систему канализации для стоков с содержанием ТЭС
предусматривать не следует:
при сбросе очищенных сточных вод нефтебазы в пруды-испарители;
при расчетном среднесуточном количестве производственных
дождевых вод до 120 куб. м/сут.;
стоки с ТЭС составляют 2/3 и более общего расхода и доочистка
их предусмотрена на прудах длительного отстаивания или на
озонаторных установках. При большем среднесуточном количестве
производственно-дождевых сточных вод возможность проведения
очистки этих стоков по единой технологической схеме, без выделения
отдельной системы канализации сточных вод, содержащих ТЭС,
решается проектом на основании технико-экономического сравнения
вариантов в зависимости от выбранных методов доочистки с
обеспечением требуемой степени очистки.
Если наличие ТЭС затрудняет или исключает очистку общего стока
до требуемых норм, следует предусматривать для стоков, содержащих
ТЭС, отдельную систему канализации. В этом случае сброс этих вод в
систему производственно-дождевой канализации нефтебазы допускается
после полного обезвреживания их от ТЭС.
15.3. Концентрацию загрязнений в производственных сточных
водах нефтебаз следует принимать по таблице 12.
Таблица 12
--------------------------------T--------------------------------¬
¦ Вид сточных вод ¦ Концентрация загрязнений, мг/л ¦
¦ +----------T-----------T---------+
¦ ¦взвешенных¦нефтепро- ¦БПКполн. ¦
¦ ¦ веществ ¦дуктов ¦ ¦
+-------------------------------+----------+-----------+---------+
¦Сточные воды от смыва площадок ¦600 ¦700 - 1000 ¦200 ¦
¦для сливо-наливных устройств и ¦ ¦ ¦ ¦
¦другого технологического ¦ ¦ ¦ ¦
¦оборудования, дождевые воды с ¦ ¦ ¦ ¦
¦этих площадок, производственные¦ ¦ ¦ ¦
¦сточные воды из зданий продук- ¦ ¦ ¦ ¦
¦товых насосных станций, разли- ¦ ¦ ¦ ¦
¦вочных, лабораторий и др. ¦ ¦ ¦ ¦
¦Подтоварные воды из резервуаров¦20 ¦1000 - 2000¦60 ¦
¦для нефтепродуктов ¦ ¦ ¦ ¦
¦Сточные воды от мытья бочек из-¦50 ¦5000 ¦200 ¦
¦под нефтепродуктов, балластные ¦ ¦ ¦ ¦
¦воды танкеров ¦ ¦ ¦ ¦
¦Дождевые воды с обвалованной ¦300 ¦20 ¦8 ¦
¦площадки резервуарного парка, ¦ ¦ ¦ ¦
¦открытого тарного хранения ¦ ¦ ¦ ¦
L-------------------------------+----------+-----------+----------
15.4. Бытовые сточные воды в количестве не более 5 куб.
м/сут., очищенные на местных очистных сооружениях, при отсутствии
бытовой канализации допускается отводить в
производственно-дождевую канализацию.
15.5. Сточные воды от очистки резервуаров для нефтепродуктов
не допускается сбрасывать в сеть канализации.
Эти воды, а также размытый в резервуарах для хранения
нефтепродуктов нефтешлам, должны отводиться по трубопроводам со
сборно-разборными соединениями в шламонакопители. Отстоявшаяся
вода в шламонакопителях должна отводиться сетью
производственно-дождевой или производственной канализации на
очистные сооружения нефтебазы.
15.6. Прокладка самотечных сетей производственной канализации
внутри обвалованной территории резервуарного парка должна быть
подземной, закрытой. В смотровых колодцах вместо лотковой части
должны применяться тройники-ревизии.
Для дождевой канализации допускается устройство лотков,
перекрытых съемными плитами и решетками. Сброс подтоварных вод от
резервуаров в сеть производственной канализации, прокладываемой
внутри обвалованной территории, должен предусматриваться с
разрывом струи.
Дождеприемники на обвалованной площадке резервуарного парка
должны быть оборудованы запорными устройствами (хлопушками,
задвижками и др.), приводимыми в действие с ограждающего вала или
из мест, находящихся за пределами внешнего ограждения
(обвалования) парка, позволяющими направлять загрязненные воды в
нормальных условиях в систему производственно-дождевой
канализации, а при наличии утечек или аварии - в технологические
аварийные сборники, входящие в состав нефтебазы.
15.7. В колодцах на самотечной сети производственной или
производственно-дождевой канализации следует предусматривать
устройство гидравлических затворов:
на магистральной сети канализации через 400 м;
на всех выпусках из зданий и сооружений;
на выпусках от дождеприемников, расположенных на обвалованной
площадке резервуарного парка - за пределами обвалования,
(ограждающей стены);
на выпусках от дождеприемников, расположенных на площадках
сливо-наливных устройств;
на самотечной сети до и после нефтеловушки.
Высота столба жидкости в гидравлическом затворе должна быть не
менее 0,25 м.
15.8. Пропускная способность сети и сооружений
производственно-дождевой канализации должна быть рассчитана на
прием сточных вод от производственных зданий и сооружений и
наибольший из следующих расчетных расходов:
подтоварных вод от одного наибольшего резервуара;
дождевых вод с открытых площадок сливо-наливных устройств;
дождевых вод с обвалованной площадки резервуарного парка при
регулируемом сбросе.
Расчетный расход дождевых вод с обвалованной площадки
резервуарного парка или воды от охлаждения резервуаров во время
пожара определяется при регулируемом сбросе, исходя из условия
отведения этих вод с обвалованной площадки парка в течение 48 ч.
15.9. Сбор уловленных нефтепродуктов от всех сооружений
производственной и производственно-дождевой канализации
(нефтеловушек, резервуаров-отстойников, флотационных установок и
др.) следует предусматривать в отдельный резервуар объемом не
менее 5 куб. м.
15.10. Наземные резервуары, предназначенные для регулирования
количества сточных вод, поступающих на очистные сооружения
нефтебазы и обезвоживания уловленных на очистных сооружениях
нефтепродуктов, следует оснащать оборудованием в соответствии с
пунктом 4.3.8. Указанные резервуары допускается не оборудовать
стационарными пеногенераторами, если их объем не превышает 1000
куб. м.
15.11. Насосные станции для перекачки уловленных
нефтепродуктов следует проектировать по нормам проектирования
продуктовых насосных станций нефтебазы.
15.12. Оборудование канализационных насосных станций следует
принимать в соответствии с расходами сточных вод и принятой схемой
очистки.
16. ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ, ОТОПЛЕНИЕ И ВЕНТИЛЯЦИЯ
16.1. Теплоснабжение, отопление и вентиляцию зданий и
сооружений нефтебаз следует проектировать в соответствии с нормами
по проектированию тепловых сетей, котельных установок, горячего
водоснабжения, отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха и
нормами настоящего раздела.
16.2. Для нефтебаз следует предусматривать централизованное
теплоснабжение (от тепловых сетей) или, при соответствующем
обосновании, от собственной котельной.
16.3. Для отопления и вентиляции зданий и сооружений в
качестве теплоносителя, как правило, следует применять горячую
|
