2.3.5. Нефтеперекачивающие насосные должны быть оборудованы телефонной связью. Телефонные аппараты должны быть взрывозащищенного исполнения.
2.3.6. В помещении насосных агрегатов должна быть обеспечена надежная работа принудительной приточно-вытяжной вентиляции.
2.3.7. При заполнении нефтью насосов, расположенных в помещениях, паровоздушную смесь и жидкую фазу необходимо отводить по закрытой системе в сборную емкость или промканализацию.
2.3.8. В случае нарушения нормального режима работы насоса его необходимо остановить, установить и устранить причину неисправности.
При внезапном прекращении подачи электроэнергии электродвигатели насосов необходимо отключить от сети.
2.3.9. За смазкой трущихся частей, температурой подшипников и узлов сальников уплотнений насосов должен быть установлен постоянный контроль.
2.3.10. Продувочные краны насосов, размещенных в помещениях насосных станций, должны быть оборудованы трубками, а сами насосы - дренажными устройствами для сброса нефти и их опорожнения в сборную емкость с откачкой из нее жидкости насосом.
2.3.11. Автоматизированные нефтенасосные должны иметь автоматическую систему контроля загазованности и автоматическую защиту от затопления продуктом с контролем уровня продукта в приямке и автоматическим отключением насосной при его переполнении.
2.3.12. Разделительные стены и перегородки, отделяющие помещения насосных от машинных залов или других помещений, в том числе их нижние части, расположенные ниже уровня пола, а также места пропуска валов, трубопроводов, кабелей через них должны быть герметичными. Их герметичность и исправность должны постоянно контролироваться.
Не реже одного раза в год герметичность стены следует проверять комиссионно с применением специальных средств и оформлением соответствующего документа.
Эксплуатация насосных при их неисправности не допускается.
2.3.13. Производственная канализация машинного зала насосной станции должна обеспечивать отвод промстоков и аварийно разлитой нефти в специальные сборники, размещенные вблизи насосной, или в нефтеловушки. Сборники и нефтеловушки должны систематически освобождаться от промстоков и продукта, постоянно должна обеспечиваться возможность приема аварийно разлитой нефти.
2.3.14. Насосные станции должны быть оснащены переносными аккумуляторными взрывозащищенными фонарями.
2.3.15. Ремонт насосных агрегатов и трубопроводов во время их работы запрещается.
2.3.16. Нефтеперекачивающие насосные должны быть оборудованы автоматической системой тушения пожара.
2.4. Резервуарные парки
2.4.1. На каждый резервуарный парк должны быть разработаны технологическая карта-план ликвидации аварий и план тушения пожара.
2.4.2. Производительность закачки (откачки) нефти в резервуары не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных клапанов или вентиляционных патрубков.
2.4.3. Для снижения загазованности резервуарных парков закачку (откачку) нефти в резервуары типа РВС и ЖБР следует производить не в один резервуар, а одновременно в несколько резервуаров.
2.4.4. Монтажные, световые и пробоотборные люки, расположенные на крыше резервуаров типа РВС, РВСП и ЖБР, во время эксплуатации должны быть плотно закрыты крышками на прокладках. Завинчивание и отвинчивание болтов крышек люков, фланцевых соединений и т.п. должно производиться инструментом, отвечающим требованиям пожаровзрывобезопасности.
2.4.5. За герметичностью резервуаров и их оборудования должен быть установлен постоянный контроль. При появлении отпотин, трещин в швах и в основном металле стенок или днища действующий резервуар должен быть немедленно опорожнен. Не допускается проведение огневых работ и чеканка на резервуарах без приведения их во взрывопожаробезопасное состояние в соответствии с требованиями раздела 6 настоящих Правил.
Запрещается эксплуатация резервуаров, давших осадку свыше допустимой нормами, имеющих негерметичность, с неисправностями задвижек и соединений трубопроводов, а также с затонувшими и неисправными понтонами и крышами.
2.4.6. Крыши резервуаров типа ЖБР должны быть загерметизированы гекопреном или другим герметиком, а их чаши в летнее время сверху залиты водой.
2.4.7. Резервуары типа РВС и ЖБР должны быть оборудованы непримерзающими дыхательными клапанами типа КДС или НДКМ. При осмотрах дыхательной арматуры, огнепреградителей и гидравлических клапанов необходимо следить за их исправностью, очищать от грязи, а в зимних условиях и от льда, проверять уровень жидкости в гидравлических клапанах.
Дыхательные клапаны следует проверять не реже двух раз в месяц в теплое время года и не реже одного раза в неделю при температуре наружного воздуха ниже нуля. Огнепреградители, установленные на дыхательных и предохранительных клапанах, дыхательных патрубках, трубопроводах газоуравнительной системы (ГУС) необходимо осматривать не реже одного раза в месяц в теплое время года. Результаты проверок должны заноситься в специальный журнал. В холодное время года (при температурах наружного воздуха ниже 0°С) огнепреградители с дыхательных патрубков РВСП, дыхательных и предохранительных клапанов РВС и ЖБР, необходимо снимать.
Если в резервуарах в зимнее время нефть нагрета до температуры выше 30°С, снятие огнепреградителей с дыхательных клапанов и патрубков не обязательно.
2.4.8. Гидравлические предохранительные клапаны необходимо заполнять трудноиспаряющейся, незамерзающей жидкостью. Контроль уровня жидкости следует производить не реже одного раза в 10 дней, а также после каждого выброса масла.
2.4.9. Во избежание утечки продукта в случае повреждения приемного патрубка или резервуарной задвижки, при закачке нефти в резервуар и при его отстое хлопушки должны находиться в свободно опущенном состоянии.
2.4.10. При закачке (откачке) нефти в резервуары с понтоном и плавающей крышей скорость подъема (опускания) понтона или плавающей крыши не должна превышать 2,5 м/ч.
2.4.11. При обнаружении превышения допустимого уровня взлива или перелива резервуара необходимо направить поток нефти в другие резервуары с более низкими взливами, а разлитую нефть удалить.
2.4.12. При закачке нефти в резервуары в безветренную погоду (штиль) при температуре наружного воздуха выше 20С необходимо осуществлять проверку загазованности резервуарного парка. При достижении ПДВК должны приниматься меры по определению опасной зоны и изменению режима работы резервуаров.
2.4.13. При наличии в резервуаре змеевиков-подогревателей подачу пара в них необходимо осуществлять после удаления из змеевиков конденсата с постепенным повышением давления до нормальных рабочих значений. При этом уровень продукта в резервуаре должен быть не менее чем на 0,5 м выше поверхности змеевиков-подогревателей.
2.4.14. При эксплуатации резервуаров, в которых хранятся высокосернистые и сернистые нефти, необходимо осуществлять очистку их внутренних поверхностей от пирофорных отложений согласно специально разработанному графику, утвержденному главным инженером организации.
2.4.15. Для предупреждения самовозгорания пирофорных отложений при эксплуатации резервуаров с высокосернистыми и сернистыми нефтями необходимо осуществлять периодический контроль наличия в них пирофорных отложений. Работы, связанные с отбором проб и испытанием их на активность к самовозгоранию, должны проводиться в соответствии с Инструкцией по предотвращению взрывов и пожаров от самовозгорания пирофорных отложений.
2.4.16. При эксплуатации резервуарных парков, оборудованных ГУС, необходимо их работу организовать так, чтобы паровоздушная смесь, вытесняемая из наполняемого резервуара, по возможности направлялась в откачиваемые резервуары или в специальные газгольдеры с системой улавливания паров. Мягкие вставки ГУС, фланцевые соединения клапанов РВС подлежат шунтированию.
2.4.17. При выводе резервуара из эксплуатации следует отключить его от газовой обвязки: закрыть задвижку на газопроводе и установить заглушку на фланцевом соединении со стороны резервуара. Об установке и снятии заглушки следует сделать запись в журнале.
2.4.18. При измерении уровня и отборе проб нефти вручную на резервуаре, подключенном к ГУС, необходимо: отсоединить резервуар от ГУС с помощью задвижки, отобрать пробу или измерить уровень, замерный люк плотно закрыть и открыть задвижку на ГУС.
2.4.19. Замер уровня нефти в резервуарах следует производить дистанционными приборами. При ручном замере уровня, отборе проб нефти через замерный люк и осмотре резервуара с нефтью во избежание искрообразования необходимо:
использовать одежду из тканей, не накапливающих заряды статического электричества (из несинтетических материалов) и обувь с подошвой, не имеющей стальных гвоздей, накладок и т.п.
применять пробоотборники и рулетки с лотом из материалов, не дающих искр при ударе. Перед отбором проб пробоотборник должен быть заземлен;
отбор проб и (или) измерение уровня производить не ранее, чем через 2 часа после прекращения операций закачки-откачки;
использовать инструмент и различные приспособления, исключающие искрообразование при ударе.
Замер уровня и отбор проб вручную во время грозы, а также во время закачки или откачки нефти запрещается.
2.4.20. Люки, служащие для замера уровня и отбора проб из резервуара должны иметь герметичные крышки.
2.4.21. Под крышкой замерного люка должна быть проложена алюминиевая, свинцовая или резиновая прокладка, исключающая образование искр при резком закрытии люка.
Отверстие люка резервуара, через которое замеряется уровень нефти или осуществляется отбор проб, по внутренней окружности должно быть защищено кольцом или колодкой из материала, не дающего искр трения при движении замерной ленты.
2.4.22. При отборе проб нефти нельзя допускать ее разлива. При случайном разливе нефти на крыше резервуара, ее следует немедленно убрать. Оставлять на крыше ветошь, паклю, различные предметы запрещается.
2.4.23. Во время осмотра резервуара, при измерении уровня и отборе проб нефти в темное время суток допускается использовать аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении. Фонарь должен включаться и выключаться за обвалованием на расстоянии не менее 20 м от ближайшего резервуара с нефтью.
2.4.24. Резервуары, выводимые из эксплуатации на длительное время (более 1 месяца), необходимо освобождать от нефти и переводить в пожаробезопасное состояние.
Оставлять открытыми задвижки у неработающих резервуаров запрещается.
2.4.25. Очистку резервуаров следует производить пожаровзрывобезопасными механизированными способами. При ручной очистке должен применяться инвентарь, исключающий искрообразование.
2.4.26. В аварийных случаях (разрыв коллектора ГУС, технологического трубопровода, повреждение стенки или днища резервуара и т.п.) необходимо немедленно перекрыть все задвижки на трубопроводах обвязки резервуара в соответствии с ПЛА и сообщить об аварии администрации и в пожарную охрану.
2.4.27. Обвалование резервуаров, переходы, лестницы через него, въезды в обвалование для механизированных средств пожаротушения необходимо содержать в исправном состоянии. Территория внутри обвалования должна быть спланирована.
2.4.28. Рытье траншей для прокладки и ремонта трубопроводов внутри обвалований и на обвалованиях выполняется по письменному разрешению на ограниченные сроки; по окончании этих работ траншеи должны быть немедленно засыпаны, а обвалования восстановлены. При длительных перерывах в работах (выходные, праздничные дни) должно быть устроено временное обвалование.
Запрещается уменьшение высоты обвалования, установленной нормами проектирования, а также наличие деревьев и кустарников в каре обвалования.
2.4.29. Необходимо осуществлять контроль за исправностью молниеотводов и заземляющих устройств с проверкой сопротивления заземлителей не реже одного раза в год (летом при сухой погоде) с оформлением результатов контроля. Величина сопротивления заземлителя не должна отличаться более чем в 5 раз от зафиксированной при приемке молниеотвода в эксплуатацию.
2.5. Железнодорожные сливо-наливные эстакады, причалы и пирсы
2.5.1. Открытый слив нефти, а также использование неисправных сливных приборов не допускается.
2.5.2. Площадки железнодорожных эстакад, причалов или пирсов, на которых расположены сливо-наливные устройства, должны обеспечивать беспрепятственный сток разлитой нефти в отводные колодцы, соединенные через гидравлические затворы со сборником и производственной канализацией.
На площадках должен быть обеспечен смыв разлившейся нефти водой.
2.5.3. Перед началом слива-налива нефтей должны быть визуально проверены на герметичность стояки, шланги, сальники, фланцевые соединения, задвижки.
2.5.4. Присоединять нижний сливной прибор цистерны к сливо-наливному коллектору можно только после установки башмаков (упоров) под колеса цистерны и отвода с этого пути локомотива. Для обеспечения герметизации устройств нижнего слива высота столба запирающей жидкости в гидрозатворах должна быть не менее 100 мм.
Не допускается открывать неисправные сливные приборы железнодорожных цистерн с помощью не предусмотренных их конструкцией приспособлений.
2.5.5. Сливо-наливные устройства, трубопроводы и трубопроводная арматура должны подвергаться регулярному осмотру и планово-предупредительному ремонту. Обнаруженные неисправности и утечки следует немедленно устранять.
Запрещается проведение сливо-наливных операций при неисправности сливо-наливных стояков, шлангов, задвижек на подводящих и отводящих трубопроводах, электропривода на них, кнопок отключения насосов и закрытия задвижек, переполнении приемных емкостей, в том числе дренажных, неисправности систем пожаротушения.
2.5.6. Откачку нефти из коллекторов железнодорожной эстакады в резервуары рекомендуется производить одновременно с началом ее слива из железнодорожных вагонов-цистерн.
