68. Запорная арматура, устанавливаемая на топливном оборудовании, должна соответствовать классу А по ГОСТ 9544-93.
69. Cтенки технологических шахт резервуаров и колодцев, в которых размещается оборудование с топливом или его парами, а также имеется свободное пространство, должны выполняться из негорючих материалов. Устройство крышек технологических шахт или колодцев, в которых имеется указанное оборудование, должно исключать возможность попадания в них атмосферных осадков и искрообразования при открытии-закрытии крышки. Крепление крышек должно обеспечивать сброс избыточного давления при возможном воспламенении паров топлива внутри шахт и колодцев (самооткидывание крышки с исключением возможности ее отрыва).
70. Конструкции технологической шахты и вводов трубопроводов через ее стенки должны исключать возможность проникновения утечек топлива из нее в грунт.
71. Штоки приводов запорной арматуры, горловина замерного патрубка, устройства крепления датчиков, находящихся в технологической шахте, должны быть выведены на высоту, обеспечивающую свободный доступ к ним снаружи шахты.
Глава 6. СИСТЕМЫ ПЕРИОДИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ
ОДНОСТЕННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ ЖИДКОГО
МОТОРНОГО ТОПЛИВА
72. Для контроля герметичности одностенных резервуаров должен проводиться периодический отбор проб (газовых или жидкостных), осуществляемый в наиболее низкой части пространства, образуемого стенками резервуаров и оболочек (поддонов), для их анализа на наличие топлива. С этой целью в материале, которым заполняется указанное пространство, предусматриваются специальные замерные патрубки.
73. Контроль герметичности одностенных резервуаров может проводиться за счет слежения за падением уровня топлива в резервуаре в период его длительного хранения (операции приема и выдачи топлива не производятся в течение 3 ч и более) путем нескольких замеров метроштоком или посредством высокоточного электронного уровнемера.
74. Контроль герметичности одностенных резервуаров может проводиться путем периодических пневматических испытаний. Испытания должны проводиться путем создания в опорожненных от топлива резервуарах избыточного давления инертного газа с последующим слежением за его сохранением в течение не менее 0,5 ч. Для исключения возможности повреждения резервуара при проведении пневматических испытаний арматура, предусматриваемая в конструкции технологической системы для указанных испытаний, должна включать в себя предохранительный клапан, сообщающий свободное пространство резервуара с атмосферой при достижении давления в указанном пространстве величины допустимого избыточного давления в резервуаре, регламентированного ТЭД.
Глава 7. СИСТЕМЫ ПЕРИОДИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ
МЕЖСТЕННОГО ПРОСТРАНСТВА ДВУХСТЕННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ
ХРАНЕНИЯ ЖИДКОГО МОТОРНОГО ТОПЛИВА
75. Контроль герметичности межстенного пространства двухстенных резервуаров может проводиться путем периодических пневматических испытаний. Испытания должны проводиться путем создания давления инертного газа в указанном пространстве при выполнении требований пункта 74 настоящих Норм.
76. Контроль герметичности межстенного пространства двухстенных резервуаров может проводиться путем периодического контроля падения уровня жидкости, которой заполняется межстенное пространство.
В качестве такой жидкости допускается использовать вещества, удовлетворяющие одновременно следующим требованиям:
76.1 плотность жидкости должна быть выше плотности топлива;
76.2 температура вспышки жидкости не должна быть менее 100 град. С;
76.3 жидкость не должна вступать в реакцию с материалами и веществами, применяемыми в конструкции резервуара, и топливом;
76.4 жидкость должна сохранять свойства, обеспечивающие ее функциональное назначение при температурах окружающей среды в условиях эксплуатации резервуаров.
77. Жидкостью должно быть заполнено все межстенное пространство резервуара. Межстенное пространство должно оснащаться системой откачки из него жидкости закрытым способом. Возможность образования воздушного пространства при увеличении плотности жидкости за счет снижения температуры окружающего воздуха должна быть исключена (например, за счет устройства расширительного бака).
Глава 8. СИСТЕМЫ ПОСТОЯННОГО КОНТРОЛЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ
ОДНОСТЕННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ ЖИДКОГО
МОТОРНОГО ТОПЛИВА
78. Контроль герметичности одностенных резервуаров может проводиться путем непрерывного слежения за наличием утечек топлива в наиболее низкой части пространства, образуемого стенками резервуаров и оболочек, в автоматическом режиме, который может проводиться посредством специальных стационарно установленных датчиков.
79. Контроль герметичности одностенных резервуаров может проводиться путем непрерывного слежения за сохранением массового баланса топлива в технологической системе посредством автоматизированной системы количественного учета топлива при его приеме, хранении и выдачи.
Глава 9. СИСТЕМЫ ПОСТОЯННОГО КОНТРОЛЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ
МЕЖСТЕННОГО ПРОСТРАНСТВА ДВУХСТЕННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ
ХРАНЕНИЯ ЖИДКОГО МОТОРНОГО ТОПЛИВА
80. Контроль герметичности межстенного пространства двухстенных резервуаров может проводиться путем непрерывного автоматического контроля падения уровня жидкости, которой заполняется межстенное пространство, с помощью соответствующего датчика-сигнализатора уровня.
Порог срабатывания системы должен соответствовать уменьшению высоты столба жидкости в расширительном баке, установленном над межстенным пространством резервуара, на величину, указанную в ТЭД на технологическую систему. При этом на такую систему распространяются требования пункта 76 настоящих Норм.
81. Контроль герметичности межстенного пространства двухстенных резервуаров может проводиться путем непрерывного автоматического контроля падения избыточного давления инертного газа в межстенном пространстве резервуара с помощью соответствующего датчика-сигнализатора давления.
Величина избыточного давления инертного газа не должна превышать 0,02 МПа. Для предотвращения превышения избыточного давления инертного газа в межстенном пространстве резервуара величины 0,02 МПа необходимо предусматривать предохранительный клапан.
82. Порог срабатывания системы должен соответствовать уменьшению давления в межстенном пространстве на величину, указанную в ТЭД на технологическую систему.
83. Система объединенного контроля герметичности межстенного пространства двухстенных резервуаров для хранения топлива.
Контроль герметичности межстенного пространства двухстенных резервуаров может проводиться путем непрерывного автоматического контроля концентрации паров топлива у дна межстенного пространства резервуара с помощью соответствующего датчика-сигнализатора в сочетании с периодическим контролем, проводимым путем периодических пневматических испытаний согласно пункту 75 настоящих Норм.
Порог срабатывания системы должен соответствовать превышению концентрацией этих паров величины, равной 20% от наименьшего из значений НКПР паров топлив, допускаемых к хранению в резервуаре. Для исключения возможности воспламенения паров топлива в межстенном пространстве резервуара последнее должно заполняться инертным газом (например, азотом) путем вытеснения воздуха. При этом концентрация кислорода в межстенном пространстве резервуара не должна превышать 10% (объема).
Глава 10. СПЕЦИФИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ
ОБОРУДОВАНИЮ МАЗС
84. На МАЗС допускается использование технологических систем для приема, хранения и выдачи жидкого моторного топлива, отвечающих требованиям, предъявляемым к технологическим системам традиционной АЗС.
85. Технологические системы, наполнение резервуаров (сосудов) которых предусматривается посредством их насосного или компрессорного оборудования, должны быть оснащены (независимо от автоматического выключения) ручными выключателями электропитания этого оборудования, располагаемыми в помещении операторной и у насосов (компрессоров). Самостоятельные участки технологических систем должны оснащаться выключателями электрооборудования этих участков, за исключением систем противоаварийной защиты постоянного действия.
86. При срабатывании автоматических систем противоаварийной защиты одного из участков должно быть предусмотрено автоматическое приведение в действие систем противоаварийной защиты всех технологических участков (отключение механизмов перекачивания, обесточивание оборудования и других), обеспечивающих предотвращение дальнейшего развития аварии.
87. Автоматический запуск аварийной вентиляции в помещениях категории А по взрывопожарной опасности должен осуществляться от сигнализаторов довзрывоопасных концентраций при достижении концентрацией горючих газов и паров величины, превышающей 10% нижнего концентрационного предела распространения пламени (далее - НКПР). Сигнализаторы довзрывоопасных концентраций природного газа должны быть установлены под потолком помещений категории А по взрывопожарной опасности, а СУГ - на высоте не более 0,25 м от пола помещений категории А по взрывопожарной опасности. При возникновении пожара должно быть обеспечено автоматическое отключение общеобменной, местной и аварийной вентиляции.
88. Запорная трубопроводная арматура с ручным и дистанционным приводом, применяемая на технологическом оборудовании, в котором обращается СПГ, СУГ и его пары, должна быть выполнена по классу А герметичности затворов.
Паспортные значения параметров испытаний на надежность запорной арматуры, предназначенной для герметизации резервуаров СУГ от отводящих трубопроводов и патрубков, а также запорной, предохранительной и регулирующей арматуры систем противоаварийной защиты должны быть не хуже следующих значений: наработка на отказ - не менее 16000 циклов (16000 часов); периодичность технического обслуживания, связанного с заменой элементов, - не чаще чем раз в 5 лет. Полный назначенный в ТЭД ресурс применяемой запорной арматуры, в том числе с принудительным приводом, должен превышать его расчетную величину не менее чем на 20% и должен быть указан в ТЭД.
89. Размещение оборудования с наличием горючих жидкостей (масла, охлаждающие жидкости и другие) в помещениях с оборудованием, температура стенок которого равна или превышает 80% от температуры самовоспламенения этих жидкостей, не допускается (согласно ГОСТ 12.1.004-89).
90. Размещение приборных панелей автоматизированных систем контроля работы, управления и аварийного отключения каждого самостоятельного технологического участка должно предусматриваться в операторной АЗС, либо другом месте с пребыванием обслуживающего персонала. Устройства дублирования указанных систем (если таковые предусмотрены заданием на проектирование) допускается размещать в отдельном помещении здания, имеющем выход из этого здания непосредственно наружу, или снаружи ограждающих конструкций сооружения, в которых расположены технологические системы АЗС. Запорная арматура на входных и отводящих топливных трубопроводах должна располагаться снаружи здания (сооружения).
Глава 11. ТРЕБОВАНИЯ К САМОСТОЯТЕЛЬНОМУ УЧАСТКУ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ МАЗС, АГЗС, ПРЕДНАЗНАЧЕННОМУ ДЛЯ
ПРИЕМА, ХРАНЕНИЯ И ВЫДАЧИ СУГ
91. На МАЗС, АГЗС, размещаемых в черте населенных пунктов, общая вместимость резервуаров для СУГ не должна превышать 20 куб.м, а единичная - 10 куб.м. Общую и единичную вместимость резервуаров для СУГ на АЗС, размещаемых вне территории населенных пунктов, допускается увеличивать не более чем в два раза.
Резервуары для хранения СУГ должны располагаться надземно либо подземно, с обеспечением толщины засыпки грунтом не менее 0,2 м.
К подземным допускается приравнивать резервуары (трубопроводы), полностью или частично расположенные над поверхностью земли, засыпаемые грунтом на высоту не менее 0,2 м выше их верхней образующей и ширину, обеспечивающую предотвращение разрушения насыпи в условиях эксплуатации, или защищенные иным негорючим материалом, обеспечивающим такую же теплоизоляцию от воздействия пожара. При этом следует обеспечить предотвращение образования пустот между резервуаром (трубопроводом) и защищающим ею материалом в течение времени эксплуатации резервуара (трубопровода).
92. Технологическая система должна обеспечивать возможность
безопасного перекрытия любой вероятной утечки СУГ или его паров из
резервуаров для хранения СУГ в окружающую среду, предотвращающего
выход за территорию АЗС газопаровоздушных смесей с концентрацией
указанных паров более 20% от нижнего концентрационного предела
-6
распространения пламени с вероятностью выше 10 в год согласно
ГОСТ 12.1.004-89. Запорная арматура, устанавливаемая на топливном
оборудовании, должна соответствовать СНБ 4.03.01-98.
93. Трубопроводы СУГ должны быть размещены надземно, за исключением участков, где их надземная прокладка технологически ограничена. На отдельных участках допускается прокладка трубопроводов СУГ подземно в лотках заполненных песком. Надземные участки трубопроводов СУГ должны быть защищены от повреждения транспортными средствами.
94. Резервуары для хранения СУГ должны быть оснащены системой автоматической сигнализации (световой или звуковой) либо системой автоматического отключения операции по наполнению при предельно допустимом уровне (85% их геометрического объема для надземных и 90% - для подземных резервуаров).
95. В случае применения технических решений, создающих в аварийной ситуации возможность повышения давления СУГ или его паров на каких-либо участках технологической системы выше допустимых значений, приведенных в ТЭД, необходимо предусматривать систему автоматического контроля давления на указанных участках. При повышении давления на контролируемых участках трубопроводов выше допустимых значений система автоматического контроля давления должна обеспечивать подачу сигнализации (световым и звуковым сигналом), прекращение операций по наполнению резервуаров топливом и выдаче его потребителю на всех технологических участках МАЗС, а также отключение компрессорного газового оборудования.
