В целях установления единых технических требований к организациям всех форм собственности независимо от ведомственной принадлежности и индивидуальным предпринимателям, осуществляющим деятельность по эксплуатации нефтебаз, приказываю:
1. Утвердить Правила технической эксплуатации нефтебаз.
3. Настоящие Правила ввести в действие с 30 июня 2003 г.
4. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на заместителя Министра Леонова И.В.
Министр |
И.Х.Юсуфов |
Зарегистрировано в Минюсте РФ 20 июня 2003 г.
Регистрационный N 4785
См. Федеральный закон от 21 июля
1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных
объектов"
См. также Общие правила промышленной
безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области
промышленной безопасности опасных производственных объектов, утвержденные
постановлением Госгортехнадзора РФ от 18 октября 2002 г. N 61-А
См. также Перечень федеральных норм
и правил промышленной безопасности опасных производственных объектов,
утвержденный приказом Госгортехнадзора РФ от 21 декабря 1999 г. N 266
2.3. Ответственным за выполнение требований настоящих Правил на нефтебазе является ее руководитель.
2.4. Ответственным за выполнение настоящих Правил на рабочих местах является производитель работ.
См. Правила промышленной
безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов, утвержденные постановлением
Госгортехнадзора РФ от 20 мая 2003 г. N 33
См. Правила промышленной
безопасности для нефтеперерабатывающих производств, утвержденные постановлением
Госгортехнадзора РФ от 29 мая 2003 г. N 44
2.8. Нефтебазу следует оснащать устойчивой телефонной или радиосвязью.
См. Правила организации мероприятий
по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории
РФ, утвержденные постановлением Правительства РФ от 15 апреля 2002 г. N 240
См. Основные требования к разработке
планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и
нефтепродуктов, утвержденные постановлением Правительства РФ от 21 августа 2000
г. N 613
Работники, допускаемые к работе на электротехнических установках, с электрическим инструментом, а также с машинами и механизмами с электроприводом, должны иметь квалификационную группу по электробезопасности в соответствии с действующими требованиями.
2.12. На нефтебазах должна быть в наличии и вестись следующая документация:
а) технический паспорт (приложение N 1);
б) журнал осмотров и ремонтов зданий, сооружений и оборудования нефтебазы (приложение N 2);
в) утвержденные экологические нормы выбросов, сбросов, складирования отходов;
г) паспорта на вентиляционные системы (при наличии);
д) паспорта на резервуарные емкости: вертикальные и горизонтальные (приложение N 3);
е) журнал распоряжений по приему и внутрибазовым перекачкам (приложение N 4);
ж) градуировочные таблицы на резервуарные емкости;
з) паспорта (формуляры) на технологическое оборудование.
2.16. Источниками выделения загрязняющих веществ в атмосферу на нефтебазах могут являться:
резервуары с нефтепродуктами;
эстакады слива-налива нефтепродуктов в автомобильные и железнодорожные цистерны;
вентиляционные устройства зданий с технологическим оборудованием (насосные, химические лаборатории и т.п.);
объекты очистных сооружений (нефтеловушки, буферные и разделочные резервуары, пруды-отстойники, шламонакопители и пр.);
открытые площадки с насосами, перекачивающими нефтепродукты;
котельные;
неплотности технологического оборудования и коммуникаций;
пары нефтепродуктов, образующиеся вследствие испарения во время приема, хранения и отпуска нефтепродуктов;
содержащиеся в дымовых газах котельных оксид углерода, диоксиды серы и азота, взвешенные вещества.
После установления норм ПДВ загрязняющих веществ в атмосферу на нефтебазе должен быть организован контроль за их соблюдением. Вещества, по которым необходимо осуществлять контроль, источники выброса и периодичность контроля выбросов определяются на основании расчетов рассеивания в Проекте нормативов ПДВ.
Контроль осуществляется либо силами нефтебазы, либо привлекаемыми организациями.
2.18. Основные мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов указанны в таблице 9.2.
О нормах естественной убыли
нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировании см.
постановление Госснаба СССР от 26 марта 1986 г. N 40
┌───────────────────────────────────────────────┬───────────────────────┐
│ Наименование мероприятий │ Приблизительное │
│ │ сокращение потерь, % │
├───────────────────────────────────────────────┼───────────────────────┤
│Оснащение резервуаров с бензинами, имеющих│ 80-90 │
│большую оборачиваемость, понтонами │ │
├───────────────────────────────────────────────┼───────────────────────┤
│Оборудование резервуаров со светлыми│ 20-30 │
│нефтепродуктами, имеющих большую│ │
│оборачиваемость │ │
├───────────────────────────────────────────────┼───────────────────────┤
│Герметизация резервуаров и дыхательной│ 30-50 │
│арматуры, своевременный профилактический ремонт│ │
│трубопроводов и запорной арматуры │ │
├───────────────────────────────────────────────┼───────────────────────┤
│Окраска наружной поверхности резервуаров│ 30-50 │
│покрытиями с низким коэффициентом излучения │ │
├───────────────────────────────────────────────┼───────────────────────┤
│Одновременная окраска внутренней и внешней│ 27-45 │
│поверхностей резервуара │ │
├───────────────────────────────────────────────┼───────────────────────┤
│Нижний налив в автоцистерны и автоматизация│ 30-70 │
│процесса налива │ │
├───────────────────────────────────────────────┼───────────────────────┤
│Герметизация налива в транспортные средства с│ 80-90 │
│использованием установки улавливания и│ │
│рекуперации паров нефтепродуктов │ │
└───────────────────────────────────────────────┴───────────────────────┘
┌────────────────────────┬──────────────────────────────────────────────┐
│ Загрязняющее вещество │ Мероприятие │
├────────────────────────┼──────────────────────────────────────────────┤
│Диоксид серы │Переход на низкосернистое топливо. Мокрая│
│ │очистка с использованием извести или│
│ │известняка с серой. Очистка аммиачным,│
│ │аммиачно-циклическим, доломитовым методами.│
│ │Каталитическое окисление на ванадиевом│
│ │катализаторе и адсорбция активированным углем.│
├────────────────────────┼──────────────────────────────────────────────┤
│Оксиды азота │Рециркуляция дымовых газов, применение│
│ │специальных режимов горения и горелочных│
│ │устройств. Каталитическое восстановление│
│ │(катализатор - платина, палладий, оксид меди│
│ │на носителе, оксид никеля на оксиде алюминия и│
│ │др.). Адсорбция активированным углем, оксидом│
│ │марганца и др. │
├────────────────────────┼──────────────────────────────────────────────┤
│Оксид углерода │Каталитическое дожигание │
├────────────────────────┼──────────────────────────────────────────────┤
│Взвешенные вещества │Очистка в золоуловителях, циклонах,│
│ │электрофильтрах │
└────────────────────────┴──────────────────────────────────────────────┘
Уменьшение количества сбрасываемых сточных вод может быть обеспечено за счет: повторного использования очищенных сточных вод на производственные нужды нефтебазы и сокращения общего потребления воды для этих целей; предотвращения утечек нефтепродуктов из-за неплотностей запорной арматуры, фланцевых, муфтовых соединений, сварных стыков, коррозионных повреждений резервуаров и трубопроводов вследствие переливов и т.п., что приведет к уменьшению количества загрязненных нефтепродуктами производственно-ливневых стоков, сбрасываемых в канализационную сеть.
См. Основные требования к разработке
планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и
нефтепродуктов, утвержденные постановлением Правительства РФ от 21 августа 2000
г. N 613
См. Положение о порядке подготовки и
аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области
промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных
Госгортехнадзору России РД 03-444-02, утвержденное постановлением
Госгортехнадзора РФ от 30 апреля 2002 г. N 21
См. Справку о типовых отраслевых
нормах бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной
защиты
Пользоваться неисправными защитными средствами и предохранительными приспособлениями не разрешается.
См. Положение об особенностях
расследования несчастных случаев на производстве в отдельных отраслях и
организациях, утвержденное постановлением Минтруда РФ от 24 октября 2002 г. N
73
3.1. Основными задачами нефтебаз являются:
- обеспечение бесперебойного снабжения потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте;
- обеспечение сохранности качества нефтепродуктов и сокращение до минимума их потерь при приеме, хранении и отпуске потребителям.
3.2. Нефтебазы подразделяются:
3.2.1. По назначению - на перевалочные, распределительные и базы хранения:
- перевалочные нефтебазы, в основном, производят перегрузку (перевалку) нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой, а также отгрузку нефтепродуктов распределительным нефтебазам и крупным потребителям;
- распределительные нефтебазы предназначены для приема нефтепродуктов всеми видами транспорта и отпуска нефтепродуктов непосредственно потребителям, в основном, автотранспортом наливом и в таре;
- базы хранения осуществляют прием, хранение и периодическое освежение нефтепродуктов.
3.2.2. По транспортным связям - на железнодорожные, трубопроводные, водные и глубинные нефтебазы:
- железнодорожные нефтебазы располагаются вблизи железнодорожных станций и получают нефтепродукты по железнодорожному тупику (ветке) наливом в вагонах-цистернах и в крытых вагонах в таре;
- водные нефтебазы получают нефтепродукты наливом и в таре в навигационный период морским или речным транспортом;
- трубопроводные нефтебазы размещаются при промежуточных и конечных насосных станциях магистральных трубопроводов и получают нефтепродукты через эти станции;
- глубинными называются распределительные нефтебазы, расположенные на значительном расстоянии от железных дорог и водных путей и получающие нефтепродукты в основном автомобильным транспортом, а в некоторых случаях - воздушным.
I категория - вместимостью свыше 100000 куб.м;
II категория - вместимостью свыше 20000 куб.м до 100000 куб.м;
IIIа категория - вместимостью свыше 10000 куб.м до 20000 куб.м, с максимальным объемом одного резервуара до 5000 куб.м включительно;
IIIб категория - вместимостью свыше 2000 куб.м до 10000 куб.м, с максимальным объемом одного резервуара до 2000 куб.м включительно;
IIIв категория - вместимостью до 2000 куб.м включительно, с максимальным объемом одного резервуара до 700 куб.м включительно.
Общая вместимость нефтебаз определяется как суммарный объем хранимых нефтепродуктов в резервуарах и таре. Объем резервуаров и тары принимается по их номинальному объему. При определении общей вместимости нефтебазы допускается не учитывать объемы следующих технологических резервуаров:
- промежуточные резервуары (приемные и сливные емкости) у сливо-наливных эстакад и одиночных сливоналивных устройств;
- расходные резервуары котельных, дизельных электростанций и топливозаправочных пунктов, но не более 100 куб.м;
- резервуары для сбора утечек нефтепродуктов и аварийные;
- резервуары пунктов сбора отработанных нефтепродуктов общей вместимостью не более 100 куб.м (вне резервуарного парка);
- резервуары уловленных нефтепродуктов на очистных сооружениях производственной или производственно-дождевой канализации.
В зависимости от годового грузооборота нефтебазы делятся на 5 групп:
Группа нефтебазы Грузооборот, тыс. т/год
1 свыше 500
2 свыше 100 до 500 включительно
3 свыше 50 до 100 включительно
4 свыше 20 до 50 включительно
5 до 20 включительно.
Значение коэффициента для различных резервуаров приведено в таблице 1.
┌────────────────────┬──────────────────────────────────────────────────┐
│ Номинальный объем │ Значение коэффициента использования резервуаров │
│ резервуара, куб.м │ для основных типов резервуаров │
│ ├─────────────────┬────────────────┬───────────────┤
│ │ без понтона │ с понтоном │ с плавающей │
│ │ │ │ крышей │
├────────────────────┼─────────────────┼────────────────┼───────────────┤
│ до 5000 вкл. │ 0,85 │ 0,81 │ 0,80 │
├────────────────────┼─────────────────┼────────────────┼───────────────┤
│ от 10000 до 30000 │ 0,88 │ 0,84 │ 0,83 │
└────────────────────┴─────────────────┴────────────────┴───────────────┘
3.7. Нефтебазы размещаются на территории, отведенной в соответствии с генеральным планом застройки.
На каждой нефтебазе должен быть государственный документ землепользования (землевладения).
3.8. Техническая оснащенность нефтебаз должна удовлетворять следующим требованиям:
- резервуарный парк - обеспечивать прием, хранение и отгрузку заданного количества и ассортимента нефтепродуктов;
- трубопроводные коммуникации - обеспечивать одновременный прием и отгрузку различных нефтепродуктов с сохранением их качества, т.е. не допуская смешения и потери качества;
- наливные и сливные устройства, а также насосное оборудование - обеспечивать выполнение слива и налива нефтепродуктов в установленном ассортименте.
См. Инструкцию по контролю и
обеспечению сохранения качества нефтепродуктов в организациях
нефтепродуктообеспечения, утвержденную приказом Минэнерго РФ от 19 июня 2003 г.
N 231
Одноименный продукт независимо от количества, поставленный по единому товарно-транспортному документу и сопровождаемый одним паспортом качества, поступивший на нефтебазу, рекомендуется называть поступившей партией. После слива нефтепродукта в резервуар на остатки одноименного нефтепродукта количество нефтепродукта в партии считается как сумма остатка и поступившего продукта. Паспорт качества на такую партию выписывается лабораторией нефтебазы после проведения анализов контрольной пробы, взятой из резервуара нефтебазы.
Нефтепродукты одной марки, поступившие в расфасованном виде по одному товарно-транспортному документу и имеющие один паспорт качества, рекомендуется называть поступившей партией тарных нефтепродуктов. Каждая партия тарных нефтепродуктов хранится в складских помещениях отдельно от других партий.
в железнодорожные цистерны - на специальных эстакадах, через отдельные стояки или сливные установки;
в морские и речные суда - через причальные сооружения или беспричальным способом;
в автомобильные цистерны - на станциях налива, автомобильных эстакадах, через отдельные стояки;
в бочки, бидоны и другую тару - через разливочные и расфасовочные;
по отводам от магистральных нефтепродуктопроводов.
Все проводимые технологические перекачки нефтепродуктов, в т.ч. при выдаче заданий подчиненным по смене лицам (старший оператор - оператору), должны фиксироваться в журнале распоряжений (указаний) по подготовке к перекачке нефтепродуктов.
знать размещение, устройство и порядок обслуживания оборудования, сооружений и трубопроводов;
знать технологические схемы трубопроводных коммуникаций и руководствоваться данными, приведенными в утвержденных руководством предприятия технологических картах резервуаров;
проводить измерение и определение массы принимаемых, хранимых и отпускаемых нефтепродуктов;
обеспечить сохранность качества и количества нефтепродуктов при операциях их приема и отпуска.
проводить сливоналивные операции судов на причалах, железнодорожных и автомобильных цистерн на эстакадах при грозе и скорости ветра 15 м/с и более;
выполнять работы (отбор проб, измерение уровня и др.) на резервуарах, железнодорожных и автомобильных цистернах и других конструкциях на высоте при грозе и скорости ветра 12,5 м/с и более;
проводить сливоналивные операции на причалах без установки боновых заграждений, приведения в готовность к применению средств борьбы с нефтеразливами и пожаротушения;
производить погрузку - выгрузку затаренных нефтепродуктов башенными и портальными кранами и погрузочными мостами при скорости ветра 12 м/с и более, остальными средствами - при скорости ветра 15 м/с и более.
5.16. Предельное значение температур наружного воздуха и силы ветра в данном климатическом районе, при котором приостанавливаются всякие работы на открытом воздухе, устанавливается администрацией города (района) по месту проведения работ с учетом требований п.5.15.
5.22. Работники перед наливом железнодорожных цистерн должны:
визуально определить степень загрязнения наружной и внутренней поверхности цистерны;
проверить отсутствие в цистернах посторонних предметов;
установить отсутствие внутри цистерн наличие мазеобразных отложений, льда или воды;
установить наличие остатка нефтепродукта в котле цистерны; измерить количество остатка нефтепродукта, определить его марку и соответствие наливаемому нефтепродукту;
проверить загрязненность (замазученность) колпака, крышки, рабочей площадки и лестницы цистерны;
проверить техническое состояние шарнира крышки люка, спецлаза люка или выступа крышки, наличие бензостойкой резиновой прокладки в спецлазе люка;
проверить техническое состояние гаек-барашков, обеспечивающих герметичность закрытия крышки колпака;
установить наличие заглушки патрубка нижнего сливного прибора, прижимного винта или скобы заглушки и проверить их техническое состояние;
проверить техническое состояние лестниц, крепления стенок, перил, поручней, ограждений и настила рабочих площадок.
Все отмеченные неисправности и недостатки оформляются актом по установленной форме.
Цистерны с неисправными сливными приборами, внутренними и наружными лестницами, крышками, гайками-барашками, с течью сливного прибора, без проушин на крышках для пломбирования, а также без резиновой прокладки подавать и использовать под налив запрещается.
Ремонт цистерн на территории сливоналивной эстакады запрещается.
Длина рукава с наконечником или трубы должна обеспечивать опускание их до дна цистерны.
Рукава на концах должны иметь наконечники, изготовленные из металла, исключающего возможность искрообразования при ударе о цистерну, и быть заземлены медной проволокой диаметром не менее 2 мм или медным тросиком сечением не менее 4 кв.мм, обвитыми по рукаву снаружи с шагом витка не более 100 мм. Концы проволоки или тросика присоединяются к частям трубопровода и наконечнику пайкой или болтовым соединением.
Для слива бензинов с высокой упругостью паров при использовании несамовсасывающих центробежных насосов для верхнего слива из железнодорожных цистерн или при малом перепаде отметок между уровнем жидкости в резервуаре и осью насоса, должны использоваться устройства, обеспечивающие надежное всасывание и полный слив нефтепродукта из железнодорожных цистерн (вакуумные насосы, погружные насосы, эжекторы и т.п.).
В случае перевозки вязких и застывающих нефтепродуктов в обычных цистернах их подогревают при помощи переносных паровых змеевиков, электрических грелок и т.п.
Электрические грелки разрешается применять при подогреве нефтепродуктов с температурой вспышки не ниже 80°С.
до погрузки судов проверить подготовленность грузовых танков в соответствии со стандартом;
до выгрузки судов проверить паспорта качества, отобрать пробы нефтепродукта в соответствии со стандартом и провести их анализ;
измерить уровень наполнения и плотность нефтепродукта, а также уровень слоя подтоварной воды в наливных судах и рассчитать массу поступившего нефтепродукта;
провести контрольные измерения массы нефтепродукта в резервуарах, подготовленных для сливоналивных операций, а также убедиться в исправности оборудования этих резервуаров;
определить шлангующие устройства для подсоединения к судну;
подготовить насосы и трубопроводы согласно технологической схеме перекачки;
по окончании слива-налива произвести зачистку шлангующих устройств и коммуникаций;
по окончании слива-налива закрыть задвижки на трубопроводах и дать распоряжение на отсоединение шлангующих устройств и приведение их в исходное положение.
К операциям по сливу-наливу судна можно приступить после проверки ответственным работником предприятия выполнения его указаний по подготовке к данным операциям.
Допускается использование металлических тросов, при этом рабочие места палубы и битенги швартовых кнехтов должны быть покрыты настилами или изолирующими материалами, предотвращающими искрообразование. Прием и отдача швартовых концов должны обеспечиваться владельцем причала.
Капитан, принявший нефтегруз к перевозке, при необходимости может требовать проверки (путем анализа) правильности сделанного грузоотправителем сообщения.
Запрещается налив нефтепродуктов в суда непосредственно из магистральных нефтепродуктопроводов.
Из отобранных в соответствии со стандартом проб составляют среднюю пробу и разливают в три (при экспорте груза - в пять) стеклянные емкости, на которые наклеивают этикетки за подписью представителей нефтебазы и пароходства.
Одна емкость с пробой предназначается для анализа при приеме и сдаче, вторая передается для хранения (на случай арбитражного анализа) в лабораторию нефтебазы, а третья вручается капитану (шкиперу) судна для передачи грузополучателю.
5.81. При сливе нефтепродуктов из судов измеряют уровень в танках судна до и после опорожнения.
На нефтебазах, где нет лаборатории, нефтепродукты принимают на основании паспорта качества, направленного грузоотправителем, после определения цвета (визуально) и плотности нефтепродукта.
если нефтепродукты подогреваются до и в течение слива с помощью переносных систем, в том числе "острым паром", или судовой стационарной, но неисправной системой подогрева;
если в пункте отправления масса нефтепродукта в судне определялась с участием пароходства;
если прибывшие в пункт назначения суда с нефтепродуктом имели в пути перевалку или погрузку.
Если грузополучатель будет определять массу нефтепродукта иным, чем в пункте отправления способом, нефтепродукты сдаются по документам пункта отправления.
резервуары и технологические трубопроводы должны иметь надлежащие оформленные калибровочные таблицы с необходимыми поправками в соответствии с требованиями нормативных документов;
трубопровод, по которому производится перекачка, должен быть заполнен однородным нефтепродуктом или опорожнен;
степень заполнения трубопровода проверяется с помощью воздушных и водоспускных кранов. Задвижки смежных трубопроводов должны быть опломбированы пломбами пароходства;
резервуар, в который производится перекачка, должен быть сухим или с остатком однородного нефтепродукта в количестве не более нормы согласно стандарту.
┌───────────────────────────────────┬───────────────────────────────────┐
│ Вид груза │ Срок отстоя, ч, в период │
│ ├─────────────────┬─────────────────┤
│ │ 01.05-31.08 │ 01.09-30.04 │
├───────────────────────────────────┼─────────────────┼─────────────────┤
│ Светлые нефтепродукты, кроме │ 12 │ 17 │
│ дизельного топлива │ │ │
├───────────────────────────────────┼─────────────────┼─────────────────┤
│ Дизельное топливо │ 74 │ 30 │
├───────────────────────────────────┼─────────────────┼─────────────────┤
│ Темные нефтепродукты │ 36 │ 48 │
├───────────────────────────────────┼─────────────────┼─────────────────┤
│ Масла │ 48 │ 48 │
└───────────────────────────────────┴─────────────────┴─────────────────┘
Окончательные измерения и отбор проб из таких резервуаров производятся по истечении указанных сроков отстоя.
Перевозка этилированного бензина в таре допускается только с разрешения Главного санитарного врача Российской Федерации на условиях, изложенных в этом разрешении.
в стальных бочках с герметичной укупоркой;
в прочных жестяных бидонах (с герметичными крышками или пробками), заключенных в деревянные клетки.
Нефтепродукт в таре с нарушенной герметичностью к отгрузке не принимается.
Подъем и опускание груза необходимо производить плавно, без рывков и ударов тары друг о друга или о судно. При грузовых работах необходимо в местах возможных ударов прокладывать маты или щиты.
Распределительные трубопроводы и находящийся в них нефтепродукт до выходной задвижки на территорию нефтебазы принадлежат магистральному трубопроводу.
Температура бензинов при перекачке по магистральным нефтепродуктопроводам должна быть не выше 30°С, керосинов и дизельных топлив - не выше 40°С.
Цистерна оснащается знаком опасности согласно стандарту. Автоцистерны заземляются цепью длиной 100-200 мм.
5.122. При наливе нефтепродуктов в мелкую тару необходимо выполнять следующие требования:
металлическая, деревянная, полиэтиленовая тара (бидоны, барабаны, ящики, банки и т.п.) должны соответствовать действующим стандартам или техническим условиям и обеспечивать сохранность качества нефтепродуктов;
тара перед наливом должна быть чистой и сухой (в случае необходимости ее пропаривают, моют, сушат);
деревянные бочки и ящики, металлофанерные и фанерные бидоны и барабаны, служащие для разовой перевозки нефтепродуктов, должны быть новыми и чистыми;
непосредственно перед наливом тару осматривают внутри с помощью светильника во взрывозащищенном исполнении и при обнаружении посторонних предметов, грязи бракуют;
после налива нефтепродукта тару плотно закрывают пробками.
налив должен производиться на площадках отпуска нефтепродуктов, имеющих твердое покрытие и расположенных не ближе чем в 30 м от резервуарных парков;
налив производится в бочки, установленные в кузове только одного автомобиля, в исключительных случаях - на двух автомобилях, если наливные устройства расположены друг от друга на расстоянии не ближе 15 м;
глушитель автомобиля, в кузове которого установлены бочки, должен быть выведен под двигатель или радиатор;
автомобиль, поданный под налив нефтепродуктов в бочки, должен быть установлен на расстоянии 5-7 м от счетчиков; во время налива двигатель должен быть выключен; на заправочных площадках должен быть трос или штанга для отбуксировки автомобиля в случае пожара;
оператор должен наливать нефтепродукты при помощи наливного рукава, оборудованного краном "Автостоп", который следует заземлять;
после налива необходимо перекрыть наливные устройства и кран у счетчиков, рукав с пистолетом убрать в специально предназначенное место, бочки, залитые нефтепродуктом, закрыть пробками с прокладками.
5.126. Обслуживающий персонал должен:
знать схемы размещения оперативных площадок и безошибочно выполнять операции отпуска нефтепродуктов потребителям;
следить за соблюдением схемы движения автотранспорта в оперативной зоне в соответствии с требованиями пожарной безопасности;
выполнять все требования по уходу за счетчиками, весами, масло- и топливораздаточными колонками, специальными расфасовочными установками, линиями затаривания и т.п. в соответствии с паспортами и инструкциями по их эксплуатации;
применять средства механизации при выполнении погрузочно-разгрузочных работ с тарными грузами;
хранить тарные грузы (бочки, бидоны, ящики и др.) согласно требованиям пожарной безопасности и настоящих Правил.
Запрещается эксплуатация трубопроводов, предназначенных для перекачки нефтепродуктов, при наличии хомутов.
6.1. Хранение нефтепродуктов в резервуарах осуществляется в соответствии с требованиями стандартов.
Выбор резервуара обосновывается технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь нефтепродукта от испарения при хранении.
Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающими крышами.
6.8. Для сокращения потерь от испарения нефтепродуктов необходимо:
обеспечить полную герметизацию крыши;
поддерживать давление в резервуаре, равное проектному;
осуществлять перекачку легко испаряющихся нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости, по возможности, в ночное время;
максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов;
окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками;
применять теплоизоляцию поверхности резервуара, предназначенного для хранения застывающих нефтепродуктов.
700 м3 и менее - 3,5 м/ч;
более 700 м3 - 6 м/ч.
При этом скорость сдвига (вращение по горизонтали) понтона или плавающей крыши для резервуаров 700 м3 и менее не должна превышать 2,5 м/ч.
Допустимая скорость подъема понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической документации на понтон.
6.16. Для обеспечения эффективной работы ГУС необходимо:
обеспечить синхронность процесса наполнения и опорожнения резервуаров по времени и производительности;
поддерживать полную герметичность системы;
регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения, проверять исправность дыхательной арматуры резервуара;
систематически спускать конденсат из трубопроводов газовой обвязки в сборник с дальнейшей его откачкой;
утеплять дренажные устройства и в зимнее время предохранять их от снежных заносов.
Запрещается складировать горючие материалы на территории резервуарного парка. Ямы и траншеи, вырытые при ремонтах, должны быть ограждены, а в ночное время - освещены. По окончании работ эти ямы должны быть засыпаны.
стационарные и переносные;
общие и местные;
трубчатые, циркуляционного подогрева;
паровые, электрические и др.
обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для необходимой производительности перекачки;
обеспечивать экономное расходование пара и электроэнергии;
быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.
Обводненный нефтепродукт в дальнейшем должен подвергаться обезвоживанию.
При применении переносных пароподогревателей целесообразно предусматривать коллектор насыщенного пара с отводами к каждой цистерне. На отводах обязательна установка запорной арматуры.
Загрязненный конденсат, очистка которого невозможна, следует охлаждать с последующим сбросом в производственную канализацию.
6.39. Основными технологическими операциями с применением электроподогрева на нефтебазах являются:
слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн, перекачка нефтепродуктов по трубопроводам;
хранение нефтепродуктов в резервуарах;
налив нефтепродуктов в автоцистерны, бочки и т.д.
через люк в цистерну погружают грелку железнодорожную и после полного погружения и раскладывания секций включают ее;
к патрубку нижнего сливного прибора цистерны присоединяют установку нижнего слива с электроподогревом;
открывают сливной прибор цистерны, при заполнении которого нефтепродуктом включают обогрев установки нижнего слива с помощью гибких электронагревателей;
при уровне нефтепродукта 600-700 мм над электрогрелкой слив временно прекращают, отключают обогрев установки нижнего слива и гибкие нагреватели, обогревающие трубопроводы;
остаток нефтепродукта разогревают до температуры, обеспечивающей его полный слив без последующей зачистки цистерны;
остаток нефтепродукта сливают с выключенной грелкой, но с включенными нагревателями установки нижнего слива и гибкими нагревателями, обогревающими трубопроводы.
Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара.
За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.
Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1-2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).
Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.
Объем промежуточных резервуаров принимается равным максимальной суточной реализации нефтепродукта Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.
Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т.
6.46. Для подогрева нефтепродуктов в резервуарах применяют специальные подогревающие устройства.
Персонал, обслуживающий средства комплексного электроподогрева вязких нефтепродуктов, должен знать схему питания нагревателей и схему регулирования температуры; строго соблюдать режим работы нагревателя, не допуская превышения заданной температуры, знать и соблюдать правила охраны труда, уметь определять неполадки в работе нагревателя.
В случае перегрева или других неисправностей должно быть немедленно отключено электропитание.
Включение электроподогрева допускается только после полного устранения неисправностей.
6.50. При эксплуатации систем электроподогрева запрещается:
производить работы на установке, находящейся под напряжением, за исключением особых случаев, связанных с контрольно-измерительными и поверочными операциями;
включать погружные нагреватели без блокировочного устройства;
включать нагревательные устройства с сопротивлением изоляции ниже нормы;
производить электромонтажные работы без средств защиты от атмосферных осадков;
включать нагревательные устройства без защитного заземления, включать неисправную систему электроподогрева и нагреватели с нарушенными герметизирующими покрытиями или изоляцией выводов;
ремонтировать, сматывать и устанавливать гибкие ленточные нагреватели, находящиеся под напряжением.
Наиболее эффективным деэмульгатором для обезвоживания мазутов и мазутных зачисток является кальцинированная сода. Зачистки - это отходы нефтепродуктов, которые образуются в результате очистки и отмывки резервуаров и транспортных емкостей (резервуаров, речных и морских нефтеналивных судов, железнодорожных цистерн).
Отстой необходимо производить при выключенных подогревателях.
Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов с температурой вспышки 45° С и ниже, а также нефтепродуктов в деревянной таре на открытых площадках не допускается.
Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов под навесом может быть допущено в исключительных случаях при соответствующем обосновании. Вид тары для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям стандарта.
Допускается по согласованию с потребителем затаривать нефтепродукты в тару разового использования, не имеющую внутреннего защитного покрытия.
6.63. Капитальные сооружения (хранилища) для хранения нефтепродуктов в таре должны иметь:
подъездные пути для автомобилей и механических погрузчиков;
эстакады для погрузки (выгрузки) тарных нефтепродуктов из железнодорожных вагонов;
систему вентиляции, обеспечивающую 2-3-кратный обмен воздуха;
не менее двух дверей (ворот).
Окна складских зданий (хранилищ) должны быть оборудованы металлическими решетками; стекла на солнечной стороне окрашиваются в белый цвет.
Полы в хранилищах должны быть выполнены из негорючих материалов, иметь уклоны для стока разлитых нефтепродуктов в специальные приемники.
Хранилища должны быть оборудованы средствами механизации для работ по погрузке (выгрузке), необходимыми контрольно-измерительными приборами и приспособлениями.
Стеллажи и штабеля с затаренными нефтепродуктами должны быть пронумерованы и установлены с учетом обеспечения свободного доступа к таре и применения необходимых средств механизации.
В хранилищах должна иметься следующая документация:
план хранилища со схемой размещения стеллажей и штабелей;
картотека на хранимые нефтепродукты;
инструкции для обслуживающего персонала.
Бочки укладываются в штабели не более пяти ярусов. Бочки нижнего яруса должны укладываться на деревянные подкладки толщиной не менее 100 мм.
Количество ярусов порожних бочек по высоте - не более четырех. Горловины бочек должны быть закрыты пробками, а у бочек со съемным дном должна быть приклеена прокладка, установлены съемное дно и стяжной обруч.
Не допускается транзитная открытая прокладка проводов и кабелей через складские, помещения.
Длина и ширина грузовых платформ для выгрузки и погрузки тарных нефтепродуктов в железнодорожный и автомобильный транспорт должны соответствовать грузообороту, вместимости хранилища, а также габаритам применяемых транспортных средств.
7.8. Эксплуатирующиеся резервуары должны:
соответствовать проекту;
иметь технический паспорт;
быть оснащены комплектом оборудования, предусмотренным проектом;
иметь порядковые номера, четко написанные на корпусе согласно технологической схеме резервуарного парка, номер заглубленного резервуара должен быть указан на специально установленной табличке;
должны иметь базовую высоту (высотный трафарет) - расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего края замерного люка или замерной трубы в постоянной точке измерения; величину базовой высоты следует проверять ежегодно с оформлением актом, утверждаемым руководителем нефтебазы.
Площадки для размещения резервуаров при новом строительстве, расширении резервуарных парков либо при замене резервуаров следует выбирать с учетом:
- качества и состояния грунтов, залегающих в основаниях площадки;
- климатических и сейсмических условий района, в котором расположена нефтебаза;
- состояния грунтовых вод и их химического состава;
- допустимых нагрузок на грунты;
- типа основания, который необходимо установить;
- проведенных геологических изысканий.
Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальной вместимостью до 10000 куб.м и 1,5 м - для резервуаров вместимостью 10000 куб.м и более.
Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающих стен следует принимать не менее 3 м от резервуаров вместимостью до 10000 куб.м и 6 м - от резервуаров вместимостью 10000 куб.м и более.
Группа из резервуаров вместимостью 400 куб.м и менее, общей вместимостью до 4000 куб.м, расположенная отдельно от общей группы резервуаров (за пределами ее внешнего обвалования), должна быть ограждена сплошным земляным валом или стеной высотой 0,8 м при вертикальных резервуарах и 0,5 м при горизонтальных резервуарах. Расстояние от стенок этих резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования не нормируется.
С начала и до окончания ремонтных работ внутри обвалования запрещаются технологические операции по перекачке нефти и нефтепродуктов из резервуаров, расположенных в данном обваловании. При производстве работ с открытым огнем резервуары освобождаются от хранимых нефти и нефтепродуктов.
При завершении ремонтных работ обвалование должно быть очищено от подсыпанного для переезда грунта и восстановлено, если было нарушено. Без выполнения настоящего требования, эксплуатация резервуаров не допускается.
7.22. После производства ремонтных работ резервуар проходит испытание на герметичность и прочность.
документы (либо их копии) на примененные стальные конструкции, удостоверяющих качество металла и сварочных материалов;
данные о сварочных работах, проведенных при ремонтных работах и результаты проверки качества сварных соединений;
акты на скрытые работы по ремонту фундаментов и устройству изолирующего слоя.
При ремонте понтона (плавающей крыши) дополнительно представляется документация на ремонт уплотняющего затвора.
7.24. При ремонте фундамента (основания) резервуара проверяются допустимые отклонения резервуара в соответствии с п.7.12 настоящих Правил.
7.26. Испытания резервуаров на прочность проводят на расчетную гидравлическую нагрузку водой.
Перед проведением гидравлического испытания установливается граница опасной зоны, внутри которой не допускается нахождение людей в процессе проведения испытания; персонал, участвующий в испытании должен пройти инструктаж.
Гидравлические испытания рекомендуется проводить при температуре окружающего воздуха не ниже +5 С. При производстве испытания в зимнее время должны быть приняты меры по предотвращению замерзания воды.
Резервуар считается выдержавшим испытание, если в течении 24 часов на поверхности корпуса резервуара или по окрайкам днища не появилась течь и уровень воды не снизился.
7.27. При обнаружении мелких дефектов (свищи, отпотины), проводится их устранение при пустом резервуаре, после чего они проверяются на герметичность в соответствии с п.7.25 настоящих Правил.
Движение понтона (плавающей крыши) должно быть плавное, без заеданий, рывков, шума и попадания жидкости на поверхность понтона.
величину зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и плотность прилегания кольцевого затвора, затворов направляющих труб, труб ручного замера уровня, сниженного пробоотборника ПСР и центральной стойки;
состояние швов и материалов ковра (непровары, разрывы, трещины, посторонние включения, расслоения и вздутия не допускаются);
состояние коробов, поплавков;
наличие заземления;
крепление секций затвора с кольцом жесткости.
7.30. Для вертикальных стальных цилиндрических резервуаров предусматривается следующее оборудование:
дыхательные клапаны, предохранительные клапаны, огневые предохранители;
приборы контроля и сигнализации;
противопожарное оборудование,
приемо-раздаточные патрубки и хлопушки;
сифонный водоспускной кран;
люки-лазы;
люки световые, люки замерные;
вентиляционные патрубки.
7.31. Горизонтальные резервуары оснащаются дополнительно стационарно встроенным оборудованием:
подогревателями нефтепродуктов, лестницами;
измерительными трубами и другими необходимыми устройствами.
7.32. Оборудование и арматура 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 а месяц.
Результаты осмотра и устраненные неисправности оборудования и арматуры резервуаров заносят в журнал осмотра.
Пропускная способность дыхательной арматуры должна определяться в зависимости от максимальной подачи нефтепродукта при заполнении или опорожнении резервуара с учетом температурного расширения паровоздушной смеси, а также с учетом пропарки резервуара.
7.36. Резервуары должны периодически зачищаться:
не менее двух раз в год - для реактивного топлива, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов;
не менее одного раза в два года - для масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и других аналогичных им по свойствам нефтепродуктов.
Резервуары для мазутов, моторных топлив, присадок и других аналогичных по свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.
0,1 г/м3 - для резервуаров из-под бензинов перед их ремонтом с применением огневых работ и другими работами, связанными с пребыванием работников в резервуаре без защитных средств;
не более 2,0 г/м3 - при выполнении огневых работ без пребывания работников внутри резервуара;
не более 8,0 г/м3 - 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/м3 - при выполнении указанных работ без доступа работников внутрь резервуара.
Работы, связанные с пребыванием работников внутри резервуара, рекомендуется выполнять при наличии вытяжной вентиляции.
7.42. Бригада может приступить к работе внутри резервуара в присутствии ответственного лица только после получения наряда-допуска. Перед допуском рабочих в резервуар производится контрольный анализ воздуха на содержание в нем паров нефтепродуктов и других газов. Результаты анализа оформляются справкой по форме (Приложение N 5), которая должна храниться совместно с корешком наряда-допуска на производство работ.
7.43. По окончании зачистных работ составляется акт (приложение N 6).
Материалы, применяемые при антикоррозионной защите, должны быть стойкими к атмосферному воздействию (наружная защита) и стойкими к воздействиям нефтепродуктов, а также не ухудшать качество хранимых нефтепродуктов (внутренняя защита).
Обследование и дефектоскопию резервуаров выполняют бригады, имеющие лицензию на право выполнения данного вида работ, подготовленные к выполнению этих работ и оснащенные необходимыми приборами и инструментами.
По результатам обследования и комплексной дефектоскопии составляется заключение об остаточном ресурсе, техническом состоянии резервуара, его пригодности к ремонту и условиях дальнейшей эксплуатации.
При пересечении высокими эстакадами железнодорожных путей и автодорог 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 автодороги.
В наземном исполнении допускается применять трубопроводы со специальными стыковыми соединительными приспособлениями, а также трубопроводы из пластических материалов, обеспечивающих необходимую механическую, химическую и температурную стойкость и не влияющих на качество перекачиваемых нефти и нефтепродуктов.
Допускается применение арматуры из чугуна с учетом следующего:
из ковкого чугуна в пределах рабочих температур среды не ниже минус 30°С и не выше 150°С при давлении среды не выше 1,6 МПа;
из серого чугуна в пределах рабочих температур среды не ниже минус 10°С и не выше 100°С при давлении среды не выше 0,6 МПа.
Задвижки, установленные на приемо-раздаточных патрубках резервуаров, должны быть стальными независимо от хранимого нефтепродукта.
Прокладка трубопроводов под и над зданиями и сооружениями и установками не допускается.
Подземные трубопроводы должны быть проложены 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.
Глубина заложения от верха стальных футляров должна быть не менее 1 м до подошвы шпалы, а под автодорогами и проездами - не менее 0,8 м до поверхности дорожного покрытия.
7.60. Уклоны подземных трубопроводов должны быть:
для легковоспламеняющихся нефтепродуктов - 0,002-0,003;
для горючих нефтепродуктов - 0,005;
для высоковязких и застывающих нефтепродуктов - 0,02.
7.62. Перед началом эксплуатации технологические трубопроводы надежно заземляются.
При наличии во фланцевых соединениях трубопроводов болтов и шайб из диэлектрических материалов либо окрашенных неэлектропроводными красками, на них должны быть установлены электропроводные металлические перемычки, обеспечивающие заземление через заземленные резервуары.
Осмотр трубопроводов, подверженных вибрации, а также фундаментов под опоры и эстакады для этих трубопроводов следует проводить не реже одного раза в квартал. Выявленные при этом дефекты устраняются.
При внутреннем осмотре проверяют наличие коррозии, трещин; уменьшение толщины стенок труб и деталей трубопроводов, прокладок, сварных швов фланцев, арматуры, а также сопрягающихся поверхностей фланцев и арматуры.
Результаты осмотра оформляют актом. Все обнаруженные дефекты должны быть устранены с соблюдением необходимых мер по охране труда и требований к ведению огневых работ.
Давление испытания стальных трубопроводов устанавливается:
при рабочем давлении до 0,5 МПа - 1,5 Рраб, но не менее 0,2 МПа;
при рабочем давлении выше 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 произошли падения давления по манометру, а в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружены течи и отпотины.
7.68. На технологические трубопроводы, по которым транспортируются легковоспламеняющиеся жидкости (бензин, керосин) должны быть составлены паспорта (приложение N 7), на остальные технологические трубопроводы должны быть заведены эксплуатационные журналы, в которых должны отражаться даты и данные о проведенных ревизиях и ремонте.
Посредством насосных станций допускается выполнение операций по зачистке железнодорожных вагоноцистерн и резервуаров от остатков нефтепродуктов и расфасовки нефтепродуктов в мелкую тару. Технологическая обвязка насосных агрегатов, трубопровода и устройства налива должна быть выполнена по постоянной схеме.
7.70. Насосные станции могут быть открытого и закрытого исполнения.
Насосная станция открытого исполнения - сооружение в виде навеса либо сооружение, имеющее продуваемое помещение, ограниченное не более чем тремя стенами.
Насосная станция закрытого исполнения - сооружение, имеющее закрытое, непродуваемое помещение, оснащенное приточно-вытяжной вентиляцией.
Допускается для слива-налива нефтепродуктов устройство отдельно стоящих насосных агрегатов на открытом воздухе на площадке, если конструкции насоса и электродвигателя позволяют эксплуатацию на открытом воздухе. Все движущие части насосного агрегата должны быть надежно защищены ограждающими конструкциями.
На всасывающих и нагнетательных трубопроводах насосных агрегатов следует устанавливать аварийные задвижки вне здания (навеса, площадки) насосной станции на расстоянии 10-15 метров. В качестве аварийных могут служить задвижки у сливоналивных устройств или на технологических трубопроводах, если они расположены на расстоянии не более 50 метров от насосной станции.
Не допускается применять плоскоременные передачи в помещении, где установлены насосы для перекачки легковоспламеняющихся жидкостей.
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 талями (ручными);
для грузов массой более 2 т, находящихся на открытых площадках - краны мостовые подвесные или опорные.
Запрещается использовать фундаменты насосных агрегатов в качестве опоры для грузоподъемных устройств.
Гидравлические испытания трубопровода обвязки насосных агрегатов после монтажа или ремонта необходимо осуществлять согласно требованиям пункта 7.67.
В проходах между насосными агрегатами запрещается любое складирование либо загромождение.
Выполнение работ по обслуживанию и ремонту насосных агрегатов следует осуществлять после оформления наряда-допуска на проведение работ повышенной опасности.
7.85. В насосной станции на видном месте должны быть вывешены следующие документы:
инструкции по эксплуатации насосных агрегатов;
инструкции по охране труда;
инструкции по пожарной безопасности;
график планово-предупредительных ремонтов насосных агрегатов на текущий год;
технологическая схема обвязки насосных агрегатов, подсоединения их к трубопроводам и объектам перекачки нефтепродуктов;
схема электрической части насосной станции.
Ответственный за эксплуатацию насосных агрегатов должен своевременно заносить данные по учету работы насосных агрегатов.
7.87. Обслуживающий персонал ежесменно ведет журнал эксплуатации насосных агрегатов (приложение 8).
При обнаружении неисправностей, нарушающих нормальный режим работы насосного агрегата, последний должен быть остановлен.
При аварийной остановке насосного агрегата из-за обнаружения неисправностей необходимо выяснить причину и до ее устранения не производить его запуск.
О всех случаях аварийной остановки насосного агрегата обслуживающий персонал немедленно докладывает непосредственному руководителю либо старшему по смене с внесением соответствующих записей в журнале по эксплуатации насосных агрегатов.
Не допускается запуск насосных агрегатов при неисправной либо выключенной вентиляции.
7.99. Участки слива-налива нефтепродуктов должны быть оборудованы:
- устройствами верхнего и нижнего слива-налива;
- насосными агрегатами для перекачки нефтепродуктов (если отсутствует насосная станция);
- устройствами для зачистки вагоно-цистерн от остатков нефтепродуктов;
- устройствами для сбора и локализации ливневых стоков;
- устройствами для подогрева вязких нефтепродуктов;
- приспособлениями для освобождения рукавов, стояков и коллекторов, расположенных по верху эстакад, от остатков нефтепродуктов;
- несгораемыми лестницами;
- площадками, переходными мостиками, обеспечивающими безопасность работы обслуживающему персоналу при осуществлении сливоналивных операций;
- заземляющими устройствами с контуром заземления;
- средствами механизации;
- средствами связи;
- освещением;
- средствами по удалению цистерн в случае аварийных ситуаций;
- средствами фиксирования вагоноцистерн при сливе-наливе из искронеобразующего материала;
- средствами пожаротушения;
- средствами локализации и ликвидации нефтеразливов.
Пешеходные дорожки должны вести к торцам каждой эстакады; в местах их пересечения с железнодорожными путями следует устраивать сплошные настилы в уровень с оголовками рельсов.
Не допускается попеременный прием через один коллектор вязких и светлых нефтепродуктов.
Станция налива состоит из постов налива, в которых размещены системы налива.
Количество постов и систем налива определяется грузооборотом нефтебазы.
В зависимости от сорта и объема наливаемых нефтепродуктов станции должны обеспечивать налив как одиночных цистерн, так и автопоездов.
Управление одиночными наливными стояками допускается ручное (местное).
Площадки стояков допускается устраивать с твердым покрытием, предотвращающим попадание случайно разлитых нефтепродуктов в почву.
Площадки должны иметь удобные и безопасные подъезды к наливным системам или стоякам. На въезде должен быть вывешена схема организации движения по площадке, утвержденная главным инженером нефтебазы. На территории станций и стояков встречные и пересекающиеся потоки автомашин не допускаются.
7.121. Территории станций оборудуются громкоговорящей связью.
7.123. В процессе эксплуатации дежурным оператором ведется журнал учета повреждений систем налива (стояков налива) с указанием характера повреждений и выполненных работ по их устранению (приложение N 9).
7.130. Разливочные и расфасовочные пункты следует оснащать погрузочно-разгрузочными механизмами.
На расстоянии 2 метров от капитальных стен (без проемов) допускается устройство горизонтальных стальных резервуаров для других сортов нефтепродуктов, при общей вместимости не более 200 куб.м.
Резервуары вместимостью свыше 25 куб.м м до 100 куб.м включительно, предназначенные для подогрева и отпуска масел, следует размещать так, чтобы торцы их располагались в помещении разливочной.
При возникновении неисправности в работе технологического оборудования обслуживающий персонал должен поставить в известность непосредственного руководителя.
Работа на неисправном оборудовании не допускается.
7.138. Причальные сооружения должны быть оборудованы:
- технологическим трубопроводом для транспортировки нефти и нефтепродуктов;
- шлангующими устройствами с автоматизированными или ручными приводами;
- средствами подачи электроэнергии;
- стационарным и переносным освещением во взрывозащищенном исполнении;
- средствами связи;
- устройством для заземления судов;
- боновыми заграждениями;
- противопожарным инвентарем;
- спасательными средствами;
- средствами ликвидации нефтеразливов.
Шлангующие устройства должны иметь длину, обеспечивающую возможность естественного перемещения судна у причального сооружения в процессе слива-налива.
В местах перехода через трубопроводы должны быть устроены мостики из несгораемых материалов.
Устройство вентиляции осуществляется в соответствии с проектом.
Количество выбросов в насосных станциях допускается принимать по таблице 7.1. в зависимости от типа применяемых средств перекачки и вида нефтепродукта.
┌──────────────────────┬────────────────────────────────────────────────┐
│ Средства перекачки │Количество выбросов на единицу средств перекачки│
│ │ в зависимости от вида нефтепродукта, кг/ч │
│ ├──────────────┬───────────────────┬─────────────┤
│ │ бензин │дизельное топливо, │нефть, мазут │
│ │ │ керосин │ │
├──────────────────────┼──────────────┼───────────────────┼─────────────┤
│Насосы центробежные с│ │ │ │
│одним уплотнением│ │ │ │
│вала: │ │ │ │
│торцевым │ 0,08 │ 0,04 │ 0,02 │
│сальниковым │ 0,14 │ 0,07 │ 0,03 │
├──────────────────────┼──────────────┼───────────────────┼─────────────┤
│Насосы центробежные с│ │ │ │
│двумя уплотнениями│ │ │ │
│вала: │ │ │ │
│торцевым │ 0,14 │ 0,07 │ 0,03 │
│сальниковым │ 0,26 │ 0,13 │ 0,05 │
├──────────────────────┼──────────────┼───────────────────┼─────────────┤
│Насосы центробежные с│ 0,02 │ 0,01 │ 0,01 │
│двойным торцевым│ │ │ │
│уплотнением или│ │ │ │
│бессальниковые типа│ │ │ │
│ЦНГ │ │ │ │
└──────────────────────┴──────────────┴───────────────────┴─────────────┘
┌────────────────────────┬────────────────────────────────┬─────────────┐
│Продукт, обращающийся в │ Кратность воздухообмена в 1 ч │ Коэффициент │
│технологическом процессе├────────────┬───────────────────┤ увеличения │
│ │ при │ при наличии │ при │
│ │ отсутствии │ сернистых │ температуре │
│ │ сернистых │соединений в парах │продукта выше│
│ │ соединений │в количестве более │ 80 С │
│ │ │ 0,05 г/ куб.м │ │
├────────────────────────┼────────────┼───────────────────┼─────────────┤
│Бензин неэтилированный │ 6 │ 8 │ 1,5 │
├────────────────────────┼────────────┼───────────────────┼─────────────┤
│Бензин этилированный │ 13,5 │ 13,5 │ 1,5 │
├────────────────────────┼────────────┼───────────────────┼─────────────┤
│Бензол │ 12 │ 17 │ 1,2 │
├────────────────────────┼────────────┼───────────────────┼─────────────┤
│Керосин, дизельное и│ 3 │ 7 │ 1,5 │
│моторное топливо, битум,│ │ │ │
│мазут │ │ │ │
├────────────────────────┼────────────┼───────────────────┼─────────────┤
│Керосин, дизельное и│ 3 │ 7 │ 1,5 │
│моторное топливо, битум,│ │ │ │
│мазут │ │ │ │
├────────────────────────┼────────────┼───────────────────┼─────────────┤
│Керосин, дизельное и│ 3 │ 7 │ 1,5 │
│моторное топливо, битум,│ │ │ │
│мазут │ │ │ │
├────────────────────────┼────────────┼───────────────────┼─────────────┤
│Смазочные масла, парафин│ 3,3 │ 5,5 │ 1,5 │
│(при отсутствии│ │ │ │
│растворителей) │ │ │ │
├────────────────────────┼────────────┼───────────────────┼─────────────┤
│Отработанные │ 12 │ 12 │ - │
│нефтепродукты │ │ │ │
├────────────────────────┼────────────┼───────────────────┼─────────────┤
│Предварительно очищенные│ 2,5 │ - │ - │
│от нефти сточные воды │ │ │ │
└────────────────────────┴────────────┴───────────────────┴─────────────┘
Включение систем аварийной вентиляции следует предусматривать автоматическое со световой и звуковой сигнализацией.
При отсутствии вытяжных шкафов и укрытий следует предусматривать трехкратный воздухообмен в 1 ч по внутреннему объему помещения; объем удаленного воздуха из помещения лаборатории должен превышать на 10% объем приточного воздуха; объем воздуха, удаляемого через вытяжные шкафы, следует устанавливать исходя из скорости движения воздуха в расчетном проеме шкафа, принимаемом равным 0,2 м на метр длины шкафа, в зависимости от ПДК вредных веществ, используемых в работе:
при ПДК более 10 мг/куб.м - 0,5 м/с;
при ПДК от 10 до 0,1 мг/куб.м - 0,7 м/с;
при ПДК менее 0,1 мг/куб.м -1 м/с.
В нерабочее время в лабораторных помещениях следует предусматривать проветривание.
Устройства забора воздуха должны систематически осматриваться, очищаться от посторонних предметов обслуживающим персоналом.
Устройства выброса воздуха должны систематически осматриваться обслуживающим персоналом.
Не допускается складирование, парковка транспортных средств, размещение временных сооружений, организация работ с постоянным либо временным пребыванием людей в местах выброса воздуха из вытяжных вентиляционных систем.
7.153. Все вентиляционные системы должны быть надежно заземлены.
7.155. Перед предпусковыми испытаниями вентиляционных установок необходимо проверить:
- правильность установки вентиляционного оборудования, изготовления и монтажа воздуховодов, каналов, вентиляционных камер, шахт и других устройств, соответствие их проекту;
- надежность крепления вентиляционного оборудования, воздухоотводов и других элементов;
- наличие приспособлений, фиксирующих положение дросселирующих устройств и удобство управления этими устройствами;
- выполнение предусмотренных проектом мероприятий по борьбе с шумом;
- выполнение противопожарных правил, норм и инструкций;
- выполнение специальных требований проекта.
Выявленные при проверке неисправности и недоделки в вентиляционных установках должны быть устранены к началу испытаний.
Устройство систем водоснабжения осуществляется по проектным решениям.
Допускается объединение противопожарного водопровода с хозяйственно-питьевым или производственным.
Устройство оголовка водозабора в рыбохозяйственных водоемах должно препятствовать попаданию малька рыб в систему водопровода.
Колодцы подземных гидрантов должны систематически освобождаться от воды.
В зимнее время гидранты необходимо утеплять во избежание замерзания.
При отсутствии второго источника электроснабжения резервные насосы должны иметь привод от двигателей внутреннего сгорания.
В насосной подачи воды должны быть вывешены общая схема водоснабжения нефтебазы и инструкции по эксплуатации оборудования насосной.
Устройство канализации производится в соответствии с разработанным проектом.
7.183. В производственно-дождевую канализацию отводятся:
сточные воды, образующиеся при мытье бочек из-под нефтепродуктов, мытья площадок со сливоналивными устройствами, полов в насосных станциях, при откачке подтоварных вод из резервуаров;
дождевые воды с открытых площадок сливоналивных эстакад и другого технологического оборудования, где эти воды могут быть загрязнены нефтепродуктами, из резервуарного парка или мест хранения нефтепродуктов в таре и т.п.;
воды, охлаждающие резервуары при пожаре;
балластные, промывочные, подсланевые и льяльные воды с наливных судов.
По результатам технического, осмотра составляется дефектная ведомость и техническая документация на проведение ремонта канализационной сети.
При производстве ремонтных работ вследствие аварийного выброса нефти или нефтепродуктов оформляются наряды-допуски на газоопасные работы.
Участки сети, имеющие строительные дефекты и недостаточные уклоны, должны прочищаться чаще.
Не допускается сброс производственно-дождевых стоков с территории нефтебазы без предварительной очистки.
7.189. Степень очистки сточных вод от нефтепродуктов, достигаемая на различных сооружениях по эксплуатационным данным и результатам исследований, указана в таблице 7.3.
7.190. Основными условиями эффективной эксплуатации очистных сооружений являются:
- организация режима работы, обеспечивающего качество очистки, предусмотренное проектом;
- систематический контроль (технический и лабораторный) за состоянием и работой очистных сооружений;
- регулярный сбор уловленного нефтепродукта и удаление осадка;
- своевременный ремонт очистных сооружений.
┌───────────────────────────────────┬───────────────────────────────────┐
│ Сооружение │ Содержание нефтепродуктов в воде, │
│ │ мг/куб.м │
│ ├───────────────────┬───────────────┤
│ │ поступающей в │ очищенной │
│ │ сооружение │ │
├───────────────────────────────────┼───────────────────┼───────────────┤
│Нефтеловушка, буферный резервуар │ 300-1000 │ 40-80 │
├───────────────────────────────────┼───────────────────┼───────────────┤
│Флотационная установка,│ 40-80 │ 10-15 │
│пеcочногравийные фильтры │ │ │
├───────────────────────────────────┼───────────────────┼───────────────┤
│Пруд-отстойник │ 40-80 │ 10-25 │
├───────────────────────────────────┼───────────────────┼───────────────┤
│Станция биологической очистки │ 20-25 │ 2-8 │
├───────────────────────────────────┼───────────────────┼───────────────┤
│Установка озонирования (две│ 10-15 │ 1-3 │
│ступени) │ │ │
├───────────────────────────────────┼───────────────────┼───────────────┤
│Адсорбционная установка (адсорбент-│ 5-10 │ 0,3-0,4 │
│активированный уголь) │ │ │
└───────────────────────────────────┴───────────────────┴───────────────┘
7.192. Для контроля качества очищенных сточных вод должен быть организован отбор проб этих вод и их химический анализ. Результаты всех анализов следует заносить в журнал регистрации анализов очищенных сточных вод (приложение N 10).
При текущем контроле за качеством сточных вод определяемые показатели согласовываются с контролирующими органами.
7.196. Лаборатории обеспечивают выполнение следующих анализов:
- поступающих, хранящихся и отпускаемых нефти и нефтепродуктов;
- сырья и готовой продукции регенерационных и обезвоживающих установок;
- очищенных сточных вод;
- контроль воздушной среды в рабочих зонах, территории нефтебазы перед огневыми или ремонтными работами;
- санитарный контроль воздуха рабочей зоны;
- контроль выбросов от источников загрязнения атмосферного воздуха.
7.197. В случае невозможности выполнения анализов, указанных в п.7.196, собственной лабораторией нефтебаза организовывает выполнение этих анализов посредством других лабораторий на договорных условиях.
7.198. Основными задачами лаборатории являются:
- выдача заключений и паспортов качества о соответствии нефти и нефтепродуктов действующим стандартам;
- выдача результатов по анализам проб воздуха рабочей зоны перед производством огневых и ремонтных работ;
- выдача результатов анализа сточных вод на наличие и концентрации загрязняющих веществ;
- выдача результатов анализа воздуха рабочих зон на наличие и концентрации загрязняющих веществ;
- выдача результатов анализа проб газовоздушной среды источников загрязнения атмосферного воздуха на содержание углеводородов, окиси серы, оксида азота, оксида углерода, твердых веществ, сероводорода;
- хранение контрольных арбитражных проб;
- участие в работе по определению причин обводнения и порчи нефти и нефтепродуктов, разработке мероприятий по их исправлению и предотвращению порчи;
- проведение консультаций по вопросам применения нефтепродуктов;
- организация поверки измерительных приборов;
- проведение аттестации лаборатории.
7.200. Проведение анализов при неисправном оборудовании на неисправных приборах не допускается.
7.202. В лаборатории должны вестись журналы учета лабораторных анализов нефти и нефтепродуктов (приложение N 11).
7.208. Лабораторную посуду следует мыть в специально оборудованном для этой цели помещении.
Оставлять рабочее место персоналу лаборатории при осуществлении анализов не допускается.
7.211. Помещения лаборатории не допускается использовать не по назначению.
Возобновлять работы можно только после полного устранения причин утечки газа и проветривания помещения.
7.216. Лаборатория должна быть обеспечена медицинской аптечкой для оказания доврачебной помощи.
Устройство котельных установок на нефтебазах осуществляется в соответствии с разработанным проектом.
В необходимых случаях доступ посторонних лиц осуществляется с разрешения руководства нефтебазы и в сопровождении ответственного за эксплуатацию котельной либо руководящего инженерно-технического работника.
7.223. Собственный источник электроснабжения нефтебаз может предусматриваться:
- при сооружении предприятий в районах, не имеющих связей с энергосистемой;
- когда собственный источник электроснабжения необходим в качестве резервного.
7.226. Для обеспечения надежности внешнего электроснабжения применяются средства автоматики:
- автоматическое включение резерва (АВР);
- автоматическое повторное включение (АПВ) и др.
7.228. Система учета электроэнергии обеспечивает возможность:
- определения количества потребленной электроэнергии и производства расчетов за нее;
- контроля за рациональным расходованием электроэнергии различными участками в различное время суток (ночное, дневное).
Кабельные каналы должны иметь естественную вентиляцию.
7.231. При организации работ в действующих электроустановках следует:
- назначить лиц, ответственных за организацию и производство работ;
- оформить наряд-допуск или распоряжение на производство работ;
- провести инструктаж и осуществить допуск к проведению работ;
- организовать надзор за проведением работ;
- оформить окончание работ;
- организовывать перерывы в работе.
- обеспечить организацию и своевременное проведение профилактических осмотров и планово-предупредительных ремонтов электрооборудования, аппаратуры и электросетей, своевременное устранение нарушений Правил эксплуатации электроустановок, которые могут привести к взрывам, пожарам и загораниям;
- следить за правильностью выбора и применения кабелей, электропроводок, двигателей, светильников, пусковой и защитной аппаратуры в зависимости от класса взрывопожароопасных зон, категорий по взрывопожарной и пожарной опасности помещений;
- систематически контролировать состояние аппаратов защиты от коротких замыканий, перегрузок, внутренних и атмосферных перенапряжений, а также других ненормальных режимов работы.
График составляется главным энергетиком нефтебазы или ответственным за электрохозяйство нефтебазы и утверждается главным инженером нефтебазы.
7.235. Результаты осмотров электроустановок, обнаруженные неисправности и принятые меры фиксируются в оперативном журнале (приложение 12).
Здания и сооружения, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии и заноса высоких потенциалов через наземные металлические коммуникации.
Резервуары, расположенные в зонах класса II-III по ПУЭ, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии.
корпуса резервуаров при толщине металла крыши менее 4 мм - молниеотводами, установленными отдельно или на самом резервуаре;
корпуса резервуаров при толщине металла крыши 4 мм и более, а также отдельные резервуары вместимостью менее 200 м3, независимо от толщины металла крыши, - присоединением к заземлителям.
В зону защиты этих молниеотводов должно входить пространство, основание которого выходит за пределы резервуарного парка на 40 м от стенок крайних резервуаров в каждую сторону, а высота равна верхней отметке дыхательных клапанов резервуаров плюс 2,5 м.
В зону зашиты молниеотводов должно входить пространство, ограниченное параллелепипедом, основание которого выходит за пределы очистных сооружений на 5 м в каждую сторону от его стенок, а высота равна высоте сооружения плюс 3 м.
корпуса резервуаров при толщине металла крыши менее 4 мм - молниеотводами, установленными отдельно или на самом резервуаре;
корпуса резервуаров при толщине металла крыши 4 мм и более, а также отдельные резервуары вместимостью менее 200 м3, независимо от толщины металла крыши, - присоединением к заземлителям;
резервуары с корпусами из железобетона - отдельно стоящими или установленными на них молниеотводами. Пространство над дыхательными клапанами может не входить в зону защиты молниеотводов.
Для неметаллических труб высотой до 50 м достаточна установка одного молниеприемника высотой не менее 1 м и прокладка одного токоотвода.
Для неметаллических труб высотой более 50 м необходима установка не менее двух симметрично расположенных молниеприемников высотой не менее 1 м, объединенных на верхнем торце трубы. Трубы высотой более 50 м должны быть снабжены не менее чем двумя токоотводами, одним из которых может служить металлическая ходовая лестница, в том числе с болтовыми соединениями звеньев.
Для железобетонных труб в качестве токоотводов следует использовать их арматуру.
Для металлических труб и вышек установка молниеприемников и прокладка токоотводов не требуется.
Импульсное сопротивление каждого заземлителя защиты от прямых ударов молнии для устройств молниезащиты III категории должно быть не более 20 Ом, а в грунтах с удельным сопротивлением 500 Ом/м и выше допускается не более 40 Ом.
Импульсное сопротивление заземлителей для металлических и неметаллических труб и вышек должно быть не более 50 Ом.
Для наружных установок заземлители защиты от прямых ударов молнии должны иметь импульсное сопротивление не более 50 Ом на каждый токоотвод; к ним должны быть присоединены молниеотводы, металлические корпуса и другие металлические конструкции установок.
Присоединения к заземлителям располагают не более чем через 50 м по периметру основания установки. При этом число присоединений должно быть не менее двух.
Плавающие крыши и понтоны резервуаров независимо от материала крыш и корпусов для зашиты от электростатической индукции должны быть соединены гибкими металлическими перемычками с токоотводами или с металлическим корпусом установки не менее чем в двух точках.
на вводе в защищаемое здание или сооружение присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 10 Ом;
на ближайшей к сооружению опоре присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 10 Ом.
Для защиты от заноса высоких потенциалов по подземным коммуникациям их необходимо при вводе в здание или сооружение присоединить к любому из заземлителей.
на вводе в защищаемое здание или сооружение присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 20 Ом; такое присоединение допускается осуществлять к заземлителю зашиты от прямых ударов молнии или к защитному заземлению электрооборудования;
на ближайшей к сооружению опоре присоединить к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 20 Ом.
Металлические трубчатые опоры должны быть предохранены от коррозии.
Деревянные опоры и пасынки должны быть предохранены от гниения.
сталь круглая диаметром 10 мм;
сталь полосовая: площадь сечения -160 м2; толщина - 4 мм;
сталь угловая: площадь сечения -160 м2; толщина полки - 4 мм;
стальные трубы: толщина стенок - 3,5 мм.
7.258. Соединения токоотводов должны быть сварными.
Допускаются болтовые соединения только для токоотводов зданий и сооружений, отнесенных по устройству молниезащиты к III категории.
Токоотводы должны быть предохранены от коррозии.
Горизонтальное сечение зоны защиты на высоте защищаемого резервуара h_x представляет собой круг радиусом r_х.
Зона защиты одиночных стержневых громоотводов имеет следующие габариты:
h = 0,92 h
о
r = 1,5 h
о
г = 1,5(h - h /0,92)
х х
При известных величинах высота одиночного стержневого молниеотвода может быть определена по формуле:
r + 1,63 h
х х
h = ───────────────
1,5
7.262. Монтажные работы молниезащиты проводятся в соответствии с проектом.
Мелкие и средние ремонты устройств молниезащиты проводят при необходимости. Капитальные ремонты следует проводить только в негрозовые периоды.
После производства монтажных либо ремонтных работ молниезащиты монтажная организация, выполнившая эти работы, должна представить вместе с актом выполненных работ акты испытания устройств, обеспечивающих молниезащиту.
выявить элементы, требующие замены или усиления из-за механических повреждений;
проверить надежность электрической связи между токоведущими элементами (мест сварки и болтовых соединений);
определить степень разрушения коррозией отдельных элементов молниезащиты и принять меры по восстановлению антикоррозийной защиты и по усилению элементов, поврежденных коррозией;
проверить соответствие молниезащитных устройств категории резервуаров; измерить сопротивление всех заземлителей молниезащиты не реже одного раза в год, а при повышении сопротивления заземлителя принимать меры по доведению сопротивления до требуемых величин.
- заземление резервуаров, цистерн, трубопроводов, средств измерения уровня и отбора проб;
- применение присадок для увеличения проводимости нефтепродуктов;
- снижение интенсивности генерации зарядов статического электричества путем уменьшения скорости налива светлых нефтепродуктов в резервуары, суда, автомобильные и железнодорожные цистерны;
- нейтрализация радиоактивным излучением;
- нейтрализация зарядов статического электричества в трубопроводах с помощью электродов;
- применение инертных газов.
Такие заземляющие устройства должны быть выполнены в соответствии с требованиями нормативно-технических документов.
Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, допускается не выше 100 Ом.
Не допускается подсоединение заземляющих проводников к окрашенным и загрязненным металлическим частям цистерн.
Открытие люка цистерны и погружение (при верхнем наливе-сливе) в нее наливной трубы (рукава) допускается только после заземления цистерны. Отсоединение заземляющих проводников от цистерны производится после завершения налива или слива нефти и нефтепродуктов, поднятия наливной трубы из горловины цистерны, отсоединения сливного шланга.
При использовании армированных или электропроводных рукавов арматура или электропроводный резиновый слой их должна иметь надежное соединение с заземленным продуктопроводом и металлическим наконечником рукава. Наконечники рукавов должны быть изготовлены из металлов, исключающих искрообразование.
Налив светлых нефтепродуктов свободно падающей струей не допускается. Расстояние от конца наливной трубы рукава до днища резервуара или цистерны не должно превышать 200 мм, а если это невозможно, то струя должна быть направлена вдоль стенки цистерны.
Предельно допустимые скорости истечения светлых нефтепродуктов зависят: от вида налива (бокового, верхнего, нижнего); свойств нефтепродукта; содержания и размера примесей; свойств материала и состояния поверхности стенок трубопровода; размеров трубопровода и емкостей; формы емкостей.
Установление предельно допустимых значений налива светлых нефтепродуктов в резервуары, цистерны и танки судов осуществляется проектом либо расчетом.
7.275. Понтоны из неэлектропроводных материалов должны иметь электростатическую защиту.
Пробоотборник должен иметь токопроводящий приваренный (припаянный) к его корпусу медный тросик. Перед отбором пробы пробоотборник должен быть надежно заземлен путем подсоединения медного тросика к клеммному зажиму, расположенному преимущественно на перильном ограждении резервуара.
Целостность тросика должна проверяться обслуживающим персоналом перед каждым использованием пробоотборника.
Допускается осуществлять заземление бочек, бидонов и других емкостей путем присоединения их к заземляющему устройству медным тросиком с наконечником под болт, винт, шпильку.
Измерения электрических сопротивлений заземляющих устройств должны проводиться не реже одного раза в год. Результаты измерений оформляются протоколами.
7.282. Защита металлических сооружений устройствами осуществляется в соответствии с проектом.
В план подготовки необходимо включить работы, связанные с эксплуатацией резервуарных парков, сливоналивных устройств, технологических трубопроводов, энергетического хозяйства, системы водоснабжения, очистных сооружений и др.
8.3. Сифонный кран необходимо промыть хранимым нефтепродуктом и повернуть в боковое положение.
8.8. При подготовке очистных сооружений и канализационной сети к зиме необходимо:
- провести ревизию сбросовых коллекторов, запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов, насосного оборудования, применяемого для перекачки сточных вод, шлама и нефтепродуктов, выделенных из сточных вод, оборудования, используемого при авариях (штанг, тросов, передвижных насосов) пожарных водоемов и оборудования (задвижек, гидрантов, колодцев);
- очистить сооружения от шлама и накопившихся нефтепродуктов;
- проверить состояние колодцев с гидравлическими затворами; в случае необходимости очистить от шламов и отремонтировать;
- отремонтировать нефтесборные устройства (поворотные трубы, лотки и т.д.) и другое механическое оборудование очистных сооружений;
- проверить пароподогревательные устройства на сооружениях, спрессовать их и при необходимости отремонтировать.
8.12. Подготовить ведомственный автотранспорт, технику и инвентарь к эксплуатации в зимних условиях.
8.20. При подготовке водных нефтебаз к работе в весенне-летний (навигационный) период необходимо:
- осмотреть и отремонтировать причалы и их оборудование;
- провести ревизию и опрессовку шлангующих устройств, осмотр металлических поддонов;
- подготовить устройства для сбора случайно разлитого нефтепродукта;
- проверить связь причалов с товарными насосными;
- осмотреть и отремонтировать освещение причалов.
Основными задачами МО нефтебаз являются:
- создание необходимых условий для получения достоверной измерительной информации при определении количества и показателей качества нефтепродуктов при торговых и учетных операциях;
- организация поверки средств измерений, используемых в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора;
- обеспечение калибровки средств измерений;
- организация и проведение ремонта средств измерений, находящихся в эксплуатации;
- обеспечение аттестации испытательного оборудования;
- организация аттестации методик выполнения измерений (МВИ) и методик испытаний;
- проведение систематического анализа состояния измерений, контроля и испытаний на нефтебазах;
- внедрение современных методов и средств измерений, автоматизированного контрольно-измерительного оборудования, измерительно-информационных систем и комплексов на эксплуатируемом объекте или на вновь строящемся (реконструируемом, технически перевооружаемом) объекте;
- осуществление надзора метрологической службой или иной организационной структурой нефтебазы по обеспечению единства измерений за состоянием и применением средств измерений, аттестованными МВИ, рабочими эталонами, применяемыми для калибровки средств измерения (далее - СИ).
При выполнении работ в сферах распространения государственного метрологического надзора (торговых операций, взаимных расчетов между поставщиком и потребителем, государственных учетных операций, проведении сертификации (декларировании) нефтепродуктов), создаются метрологические службы или иные организационные структуры по обеспечению единства измерений.
9.3. Основные требования к средствам и методам измерений.
СИ могут также поверяться метрологической службой нефтебазы (предприятия) или организацией, если они аккредитованы на право проведения поверочных работ.
Нефтебазой должны быть составлены и согласованы с территориальным органом ГМС перечень СИ, подлежащих поверке, и график поверки.
9.4. Порядок осуществления поверки и калибровки резервуаров и технологических трубопроводов.
Порядок проведения поверки и оформление градуировочных таблиц регламентируется действующими государственными стандартами.
Калибровку резервуаров рекомендуется проводить в соответствии с положением действующих государственных стандартов, используемых при поверке. Калибровку технологических трубопроводов - в соответствии с действующими нормативно-техническими документами.
Градуировочные таблицы утверждаются руководителем нефтебазы.
Калибровка резервуаров и технологических трубопроводов проводится перед вводом их в эксплуатацию (после строительства и гидравлических испытаний), по истечении срока действия градуировочной таблицы, после капитального ремонта в случае внесения конструктивных изменений, влияющих на вместимость.
При изменении схемы технологических трубопроводов, их протяженности и диаметров проводится внеочередная калибровка.
модернизация оборудования, установок;
применение взрывобезопасных технологий хранения нефтепродуктов;
противоаварийная защита, способная предотвратить аварийный выход нефтепродукта;
противопожарная защита, обеспечивающая предотвращение развития пожара;
организационные мероприятия по подготовке персонала нефтебазы к предупреждению, локализации и ликвидации аварий и пожаров.
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(образец)
Утверждаю
_______________________________
должность руководителя
_______________________________
Ф.И.О. руководителя
"___"____________ 200__ г.
Паспорт нефтебазы
______________________________________________________________________
(организационно-правовая форма
______________________________________________________________________
и наименование организации-владельца нефтебазы)
Паспорт составил:
________________________________________________________ _______________
должность, Ф.И.О. ответственного лица подпись
Дата составления:
"___"__________ 200__ г.
Указание по заполнению паспорта:
Паспорт составляется на основании проектной и технической
документации, формуляров и паспортов на технологическое, энергетическое и
вспомогательное оборудование.
Записи в паспорте проводятся разборчиво без помарок и исправлений.
Юридический адрес организации-владельца нефтебазы _______________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
Телефон _________________________________________________________________
Арендатор (заполняется при аренде нефтебазы) ____________________________
Почтовый адрес нефтебазы ________________________________________________
Год ввода в эксплуатацию ________________________________________________
Наименование документа о землепользовании, дата выдачи, наименование
органа, выдавшего документ ______________________________________________
Занимаемая площадь _______________ га.
Всего _____________________________ куб.м,
в том числе:
для автобензинов __________________ куб.м
для дизельного топлива ____________ куб.м
для масел _________________________ куб.м
Из общего объема:
металлических вертикальных резервуаров _____________ куб.м
металлических горизонтальных резервуаров ___________ куб.м.
┌──────────────┬──────────┬───────────────────┬──────────────┬──────────┐
│ N резервуара │ Хранимый │Характер установки │ Номинальная │ Год │
│ по │ продукт │ (наземный, │ вместимость, │постройки │
│технологичес- │ │ подземный) и │ куб.м │ │
│ кой схеме │ │ исполнение │ │ │
│ │ │ (горизонтальный, │ │ │
│ │ │ вертикальный, │ │ │
│ │ │сферический и т.д.)│ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
└──────────────┴──────────┴───────────────────┴──────────────┴──────────┘
3. Технологический трубопровод
3.1. От железнодорожных сливо-наливных сооружений до насосных
станций (насосных агрегатов)
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
От причальных сооружений до насосных станций (насосных агрегатов)
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
От магистрального нефте-, нефтепродуктопровода до резервуаров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
3.2. От насосных станций (насосных агрегатов) до резервуаров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
3.3. От резервуаров до наливных устройств
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Ду ______________ мм, протяженность ______________________________ метров
Наименование, марка, количество:
1. ______________________________________________________________________
2. ______________________________________________________________________
3. ______________________________________________________________________
4. ______________________________________________________________________
5. ______________________________________________________________________
6. ______________________________________________________________________
7. ______________________________________________________________________
8. ______________________________________________________________________
Характеристика, техническая оснащенность ________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
6. Устройства налива нефти и нефтепродуктов
Наименование, марка, количество:
1. ______________________________________________________________________
2. ______________________________________________________________________
3. ______________________________________________________________________
4. ______________________________________________________________________
5. ______________________________________________________________________
6. ______________________________________________________________________
7. ______________________________________________________________________
8. ______________________________________________________________________
9. ______________________________________________________________________
10. _____________________________________________________________________
┌──────────────────────────┬───────────┬────────────┬─────────┬─────────────────┬──────────────────┐
│ Тип и марка насосных │ Год │Производите-│Напор, м │ Перекачиваемый │ Мощность │
│ агрегатов │ установки │ льность, │ │ нефтепродукт │электродвигателя, │
│ │ │ куб.м/ч │ │ │ кВт │
├──────────────────────────┼───────────┼────────────┼─────────┼─────────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │
├──────────────────────────┼───────────┼────────────┼─────────┼─────────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │
├──────────────────────────┼───────────┼────────────┼─────────┼─────────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │
├──────────────────────────┼───────────┼────────────┼─────────┼─────────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │
├──────────────────────────┼───────────┼────────────┼─────────┼─────────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │
├──────────────────────────┼───────────┼────────────┼─────────┼─────────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │
├──────────────────────────┼───────────┼────────────┼─────────┼─────────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │
├──────────────────────────┼───────────┼────────────┼─────────┼─────────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │
├──────────────────────────┼───────────┼────────────┼─────────┼─────────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │
├──────────────────────────┼───────────┼────────────┼─────────┼─────────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │
├──────────────────────────┼───────────┼────────────┼─────────┼─────────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │
├──────────────────────────┼───────────┼────────────┼─────────┼─────────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │
├──────────────────────────┼───────────┼────────────┼─────────┼─────────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │
├──────────────────────────┼───────────┼────────────┼─────────┼─────────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │
├──────────────────────────┼───────────┼────────────┼─────────┼─────────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │
├──────────────────────────┼───────────┼────────────┼─────────┼─────────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │
├──────────────────────────┼───────────┼────────────┼─────────┼─────────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │
├──────────────────────────┼───────────┼────────────┼─────────┼─────────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │
├──────────────────────────┼───────────┼────────────┼─────────┼─────────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │
└──────────────────────────┴───────────┴────────────┴─────────┴─────────────────┴──────────────────┘
8. Характеристика зданий и сооружений
┌─────┬─────────────────────────────────┬───────┬────────────────┬──────┐
│ N пп│Наименование зданий и сооружений,│Площадь│ Категория │Классы│
│ │ их краткая характеристика │ кв.м │ по взрыво- │(зоны)│
│ │ │ │пожароопасности │по ПУЭ│
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────────────────────┼───────┼────────────────┼──────┤
│ │ │ │ │ │
└─────┴─────────────────────────────────┴───────┴────────────────┴──────┘
Источники электроснабжения (краткая характеристика,точки подключения):
основное ________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
резервное _______________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
автономное ______________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
Установленная мощность потребителей:
┌─────────────────────────────────────────┬───────────────┬─────────────┐
│ Наименование электропотребителя │ Установленная │ Примечание │
│ │ мощность, кВт │ │
├─────────────────────────────────────────┼───────────────┼─────────────┤
│ 1. Оборудование технологическое │ │ │
├─────────────────────────────────────────┼───────────────┼─────────────┤
│ 2. Оборудование вспомогательное │ │ │
├─────────────────────────────────────────┼───────────────┼─────────────┤
│ 3. Освещение наружное │ │ │
├─────────────────────────────────────────┼───────────────┼─────────────┤
│ 4. Освещение внутреннее │ │ │
├─────────────────────────────────────────┼───────────────┼─────────────┤
│ 5. Отопление │ │ │
├─────────────────────────────────────────┼───────────────┼─────────────┤
│ 6. Прочие │ │ │
└─────────────────────────────────────────┴───────────────┴─────────────┘
Источники получения тепла (краткая характеристика, точка подключения)
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
Источники водоснабжения (краткая характеристика, точка подключения):
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
Краткая характеристика, точка подключения:
промливневой канализации ___________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
хозяйственно-бытовой канализации ___________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
Краткая характеристика __________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
┌──────────────┬───────────┬────────────────┬───────────────┬───────────┐
│ Наименование │ Место │ Назначение │Производитель- │Примечание │
│вентустановки │ установки │ (приточная, │ ность, │ │
│(вентилятора),│ │ вытяжные │ куб.м/час. │ │
│ тип, марка, │ │ приточно- │ │ │
│ количество │ │ вытяжная) │ │ │
├──────────────┼───────────┼────────────────┼───────────────┼───────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼───────────┼────────────────┼───────────────┼───────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼───────────┼────────────────┼───────────────┼───────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼───────────┼────────────────┼───────────────┼───────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼───────────┼────────────────┼───────────────┼───────────┤
│ │ │ │ │ │
├──────────────┼───────────┼────────────────┼───────────────┼───────────┤
│ │ │ │ │ │
└──────────────┴───────────┴────────────────┴───────────────┴───────────┘
Стационарные (краткая характеристика) ______________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
Передвижные (краткая характеристика) _______________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
Первичные:
┌───────────────────────────┬─────────────────┬───────────┬─────────────┐
│ Наименование средства, │ Наименование │Количество │ Примечание │
│ марка │ объекта │ │ │
│ │ (помещения) │ │ │
│ │ комплектования │ │ │
├───────────────────────────┼─────────────────┼───────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├───────────────────────────┼─────────────────┼───────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├───────────────────────────┼─────────────────┼───────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├───────────────────────────┼─────────────────┼───────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├───────────────────────────┼─────────────────┼───────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├───────────────────────────┼─────────────────┼───────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├───────────────────────────┼─────────────────┼───────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├───────────────────────────┼─────────────────┼───────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├───────────────────────────┼─────────────────┼───────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├───────────────────────────┼─────────────────┼───────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├───────────────────────────┼─────────────────┼───────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├───────────────────────────┼─────────────────┼───────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
└───────────────────────────┴─────────────────┴───────────┴─────────────┘
Краткая характеристика, точка подключения:
связь ______________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
сигнализация _______________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
Железнодорожные (краткая характеристика, протяженность) ____________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
Автомобильные (краткая характеристика, площадь) ____________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
18. Реконструкция, капитальный ремонт зданий сооружений
┌────────┬─────────────┬────────────────────────────────────────────────┐
│ Дата │ Дата │Наименование реконструкции, капитального ремонта│
│ начала │ окончания │ зданий, сооружений │
├────────┼─────────────┼────────────────────────────────────────────────┤
│ │ │ │
├────────┼─────────────┼────────────────────────────────────────────────┤
│ │ │ │
├────────┼─────────────┼────────────────────────────────────────────────┤
│ │ │ │
├────────┼─────────────┼────────────────────────────────────────────────┤
│ │ │ │
├────────┼─────────────┼────────────────────────────────────────────────┤
│ │ │ │
├────────┼─────────────┼────────────────────────────────────────────────┤
│ │ │ │
├────────┼─────────────┼────────────────────────────────────────────────┤
│ │ │ │
├────────┼─────────────┼────────────────────────────────────────────────┤
│ │ │ │
├────────┼─────────────┼────────────────────────────────────────────────┤
│ │ │ │
├────────┼─────────────┼────────────────────────────────────────────────┤
│ │ │ │
└────────┴─────────────┴────────────────────────────────────────────────┘
Главный инженер нефтебазы _______________________________________________
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(образец)
Журнал
осмотров и ремонтов зданий, сооружений и оборудования
_________________________нефтебазы
Начат "__"___________ 20__ г.
Окончен "__"_________ 20__ г.
┌──────────────┬───────────┬────────────────────────┬───────────────────┐
│ Наименование │ Дата │ Выявленные дефекты │ Ф.И.О., подпись │
│ объекта │ осмотра │ │ ответственного │
│ │ │ │ лица, проводившего│
│ │ │ │ осмотр │
├──────────────┼───────────┼────────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
└──────────────┴───────────┴────────────────────────┴───────────────────┘
┌───────────────────────────────────────────────┬───────────────────────┐
│ Наименование выполненных работ, качество │ Дата, Ф.И.О., подпись │
│ выполненных работ │ ответственного за │
│ │ содержание объекта │
├───────────────────────────────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │
└───────────────────────────────────────────────┴───────────────────────┘
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(образец)
Утверждаю
________________________________________
должность руководителя
________________________________________
Ф.И.О. руководителя
"____"____________________ 20__ г.
Технический паспорт
на резервуар
N резервуара по технологической схеме ___________________________________
Инвентарный N резервуара ________________________________________________
Номинальная вместимость резервуара, куб.м _______________________________
Базовая высота (высотный трафарет), мм __________________________________
Максимальный взлив, мм __________________________________________________
Минимальный взлив, мм ___________________________________________________
Назначение резервуара ___________________________________________________
(хранимый нефтепродукт)
Вид расположения ________________________________________________________
(наземный, подземный)
Форма резервуара ________________________________________________________
(горизонтальный цилиндрический,
_________________________________________________________________________
вертикальный цилиндрический, прямоугольный и т.д.)
Форма днищ резервуара ___________________________________________________
(плоские, сферические, конусные, усеченно-конусные
_________________________________________________________________________
для горизонтальных резервуаров)
Вес резервуара __________________________________________________________
Конструктивные особенности ______________________________________________
(односекционные, многосекционные
_________________________________________________________________________
для горизонтальных резервуаров)
Дата установки __________________________________________________________
Фирма, завод-изготовитель _______________________________________________
Заводской номер _________________________________________________________
Дата выпуска резервуара _________________________________________________
Дата составления паспорта "____"___________________ 20___ г.
Примечание: За правильное и своевременное заполнение, содержание и хранение паспорта, несет ответственность главный инженер нефтебазы.
Высота (длина) резервуара, мм ___________________________________________
Количество поясов _______________________________________________________
Диаметр резервуара, мм __________________________________________________
Толщина металла стенок резервуара по поясам, мм _________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
Толщина металла днищ резервуара, мм _____________________________________
Глубина заложения горловины подземного резервуара, мм ___________________
Высота горловины резервуара подземного резервуара, мм ___________________
Объем или геометрические размеры внутренних деталей резервуара __________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
Характеристика фундаментов резервуара ___________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
Характеристика устройства для подогрева нефтепродуктов __________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
Тип дыхательного клапана ________________________________________________
Тип предохранительного клапана __________________________________________
Тип замерного устройства ________________________________________________
Тип огневого предохранителя _____________________________________________
Тип понтона _____________________________________________________________
Ду приемораздаточных патрубков __________________________________________
Прочее оборудование _____________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
5. Сведения о зачистке резервуара
┌──────────┬──────────────────────────────┬─────────────┬───────────────┐
│ Дата │ Исполнитель работ │ Результаты │ Подпись │
│ зачистки │ │ зачистки │ проверяющего │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
└──────────┴──────────────────────────────┴─────────────┴───────────────┘
6. Сведения о ремонте резервуара и резервуарного оборудования
┌──────────┬──────────────────────────────┬─────────────┬───────────────┐
│ Дата │ Наименование резервуара, │ Исполнитель │ Подпись │
│ ремонта │ резервуарного оборудования │ ремонта │ проверяющего │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼──────────────────────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │
└──────────┴──────────────────────────────┴─────────────┴───────────────┘
7. Базовая высота (высотный трафарет) резервуара
┌────────────────────────────┬────────┬────────┬────────┬────────┬────────┬────────┬───────┬───────┐
│ Дата замера базовой высоты │20__ г. │20__ г. │20__ г. │20__ г. │20__ г. │20__ г. │20__ г.│20__ г.│
│ (высотного трафарета) │ │ │ │ │ │ │ │ │
├────────────────────────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼───────┼───────┤
│Значение базовой высоты, мм │ │ │ │ │ │ │ │ │
└────────────────────────────┴────────┴────────┴────────┴────────┴────────┴────────┴───────┴───────┘
8. Сведения об обследованиях резервуара
┌──────────────┬─────────────────────────────┬──────────────────────────┐
│ Дата │ Наименование производителя │ Результаты обследования │
│ проведения и │ работ по обследованию │ │
│ вид │ │ │
│ обследования │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
├──────────────┼─────────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │ │ │
└──────────────┴─────────────────────────────┴──────────────────────────┘
Главный инженер нефтебазы _______________________________________________
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(образец)
Журнал распоряжений
по приему и внутрибазовым перекачкам
┌──────┬───────────────────────┬────────────────────┬───────────────────┐
│Дата, │ Содержание задания │Ф.И.О., должность и │ Ф.И.О., должность │
│время │ (распоряжения) │ подпись выдавшего │ (профессия) │
│ │ │ задание │получившего задание│
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼───────────────────────┼────────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │
└──────┴───────────────────────┴────────────────────┴───────────────────┘
Примечание.
1. Журнал является внутренним документом нефтебазы.
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(образец)
Справка N ____
анализа воздуха в резервуаре
"___"_________ 20__ г. ___ час. ___ мин.
В резервуаре N _______ для хранения _____________________________________
(наименование хранимого продукта)
отобрана проба воздуха___________________________________________________
(метод отбора, наименование и номер прибора)
анализ которой показал содержание:
1. паров углеводорода
по норме _____________________ мг/л, фактически ____________________ мг/л
2. сероводородов
по норме _____________________ мг/л, фактически ____________________ мг/л
3. тетраэтисвинца
по норме _____________________ мг/л, фактически ____________________ мг/л
Подпись _________________________________________________________________
(подпись лица, проводившего анализ)
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(рекомендуемое)
Утверждаю
________________________________________
должность руководителя нефтебазы
________________________________________
Ф.И.О., подпись
"____"________________________ 200___ г.
Акт
на выполненную зачистку резервуара N____
Основание________________________________________________________________
(периодическая или внеплановая зачистка, смена продукта, ремонт и
т.д.)
Комиссия в составе:
председатель ____________________________________________________________
члены комиссии:__________________________________________________________
__________________________________________________________
__________________________________________________________
__________________________________________________________
__________________________________________________________
__________________________________________________________
составлен настоящий акт о том, что произведен внутренний осмотр
резервуара N____ после зачистки из-под _______________для________________
Перед зачисткой резервуара извлечены остатки продукта __________________:
- пригодного для дальнейшего использования в количестве ____________ л и
слитого в _______________________________________________________________
наименование емкости
- непригодного к дальнейшему использованию в количестве ____________ л и
утилизированного ________________________________________________________
Вывод комиссии: _________________________________________________________
_________________________________________________________________________
(качество зачистки соответствует ГОСТ, готовность резервуара к
_________________________________________________________________________
ремонту и т.д.)
Подписи:
председатель ____________________________________________________________
члены комиссии __________________________________________________________
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(образец)
_______________ нефтебаза
цех _____________________
Паспорт
технологического трубопровода
Назначение трубопровода _________________________________________________
Рабочие параметры:
Рабочая среда ___________________________________________________________
давление ________________________________________________________________
температура _____________________________________________________________
┌────────────────────────┬─────────────┬─────────────┬──────────────────┐
│ Наименование участка │ Наружный │ Марка стали │ Протяженность, м │
│ трубопровода или │ диаметр и │ │ │
│ обозначение его на │ толщина │ │ │
│ технологической схеме │ стенки, мм │ │ │
├────────────────────────┼─────────────┼─────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │
├────────────────────────┼─────────────┼─────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │
├────────────────────────┼─────────────┼─────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │
├────────────────────────┼─────────────┼─────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │
├────────────────────────┼─────────────┼─────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │
├────────────────────────┼─────────────┼─────────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │
└────────────────────────┴─────────────┴─────────────┴──────────────────┘
┌────────┬────────────────┬───────┬─────────────────┬───────────────────┐
│ N по │ Наименование │ Марка │Условный диаметр │ Условное давление │
│техноло-│ │ │ (Ду), мм │ (Ру), МПа │
│гической│ │ │ │ │
│ схеме │ │ │ │ │
├────────┼────────────────┼───────┼─────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │ │
├────────┼────────────────┼───────┼─────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │ │
├────────┼────────────────┼───────┼─────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │ │
├────────┼────────────────┼───────┼─────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │ │
├────────┼────────────────┼───────┼─────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │ │
├────────┼────────────────┼───────┼─────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │ │
├────────┼────────────────┼───────┼─────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │ │
├────────┼────────────────┼───────┼─────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │ │
├────────┼────────────────┼───────┼─────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │ │
├────────┼────────────────┼───────┼─────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │ │
├────────┼────────────────┼───────┼─────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │ │
├────────┼────────────────┼───────┼─────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │ │
├────────┼────────────────┼───────┼─────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │ │
├────────┼────────────────┼───────┼─────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │ │
├────────┼────────────────┼───────┼─────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │ │
├────────┼────────────────┼───────┼─────────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │ │
└────────┴────────────────┴───────┴─────────────────┴───────────────────┘
┌──────────┬────────────────────────────┬─────────────────┬─────────────┐
│ Дата │ Метод и условия испытания │ Производитель │ Результаты │
│испытания │ │ испытательных │ испытания │
│ │ │ работ │ │
├──────────┼────────────────────────────┼─────────────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼────────────────────────────┼─────────────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼────────────────────────────┼─────────────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼────────────────────────────┼─────────────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼────────────────────────────┼─────────────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼────────────────────────────┼─────────────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼────────────────────────────┼─────────────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼────────────────────────────┼─────────────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼────────────────────────────┼─────────────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼────────────────────────────┼─────────────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
├──────────┼────────────────────────────┼─────────────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │
└──────────┴────────────────────────────┴─────────────────┴─────────────┘
┌────────┬──────────────────────┬─────────────────┬─────────────────────┐
│ Дата │ Выполненные работы │ Производитель │ Подпись │
│ремонта │ │ работ │ ответственного лица │
├────────┼──────────────────────┼─────────────────┼─────────────────────┤
│ │ │ │ │
├────────┼──────────────────────┼─────────────────┼─────────────────────┤
│ │ │ │ │
├────────┼──────────────────────┼─────────────────┼─────────────────────┤
│ │ │ │ │
├────────┼──────────────────────┼─────────────────┼─────────────────────┤
│ │ │ │ │
├────────┼──────────────────────┼─────────────────┼─────────────────────┤
│ │ │ │ │
├────────┼──────────────────────┼─────────────────┼─────────────────────┤
│ │ │ │ │
├────────┼──────────────────────┼─────────────────┼─────────────────────┤
│ │ │ │ │
├────────┼──────────────────────┼─────────────────┼─────────────────────┤
│ │ │ │ │
├────────┼──────────────────────┼─────────────────┼─────────────────────┤
│ │ │ │ │
├────────┼──────────────────────┼─────────────────┼─────────────────────┤
│ │ │ │ │
└────────┴──────────────────────┴─────────────────┴─────────────────────┘
Паспорт составил ________________________________________________________
(ФИО, должность, подпись)
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(рекомендуемое)
Журнал
эксплуатации насосных агрегатов
┌──────┬─────────────┬────────┬──────────┬────────────┬─────────────┬───────────────┬──────────────┐
│ Дата │ N по │ Время │ Время │ Показание │ Ф.И.О. │ Выявленные │ Отметка об │
│ │технологичес-│ начала │окончания │ манометра │ дежурного │ дефекты и │ устранении │
│ │ кой схеме, │ работы │ работы │(вакууметра)│ машиниста │ замечания в │ дефектов и │
│ │марка насоса │ │ │ МПа │ │работе, подпись│ замечаний, │
│ │ │ │ │ │ │ответственного │ подпись │
│ │ │ │ │ │ │ лица │ответственного│
│ │ │ │ │ │ │ │ лица │
├──────┼─────────────┼────────┼──────────┼────────────┼─────────────┼───────────────┼──────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────────┼────────┼──────────┼────────────┼─────────────┼───────────────┼──────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────────┼────────┼──────────┼────────────┼─────────────┼───────────────┼──────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────────┼────────┼──────────┼────────────┼─────────────┼───────────────┼──────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────────┼────────┼──────────┼────────────┼─────────────┼───────────────┼──────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────────┼────────┼──────────┼────────────┼─────────────┼───────────────┼──────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────────┼────────┼──────────┼────────────┼─────────────┼───────────────┼──────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────────┼────────┼──────────┼────────────┼─────────────┼───────────────┼──────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────────┼────────┼──────────┼────────────┼─────────────┼───────────────┼──────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────────┼────────┼──────────┼────────────┼─────────────┼───────────────┼──────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────────┼────────┼──────────┼────────────┼─────────────┼───────────────┼──────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────────┼────────┼──────────┼────────────┼─────────────┼───────────────┼──────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────────┼────────┼──────────┼────────────┼─────────────┼───────────────┼──────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
└──────┴─────────────┴────────┴──────────┴────────────┴─────────────┴───────────────┴──────────────┘
Примечание.
1. Журнал является внутренним документом нефтебазы.
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(рекомендуемое)
______________________ нефтебаза
Журнал
учета повреждений систем налива (стояков налива)
┌───────────┬─────────┬───────────────┬─────────────┬────────────────┬───────────┬─────────────────┐
│ Дата │N системы│ Описание │ Ф.И.О., │Принятые меры по│ Дата │Ф.И.О., должность│
│ установ- │(стояка) │ дефекта │ должность │ устранению │устранения │ответственного за│
│ ления │ по │ (повреждения) │ (профессия) │ дефекта │ дефекта │ эксплуатацию │
│ дефекта │техноло- │ │ лица, │ (повреждения) │ │ │
│ │гической │ │ выявившего │ │ │ │
│ │ схеме │ │ дефект │ │ │ │
├───────────┼─────────┼───────────────┼─────────────┼────────────────┼───────────┼─────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼─────────┼───────────────┼─────────────┼────────────────┼───────────┼─────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼─────────┼───────────────┼─────────────┼────────────────┼───────────┼─────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼─────────┼───────────────┼─────────────┼────────────────┼───────────┼─────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼─────────┼───────────────┼─────────────┼────────────────┼───────────┼─────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼─────────┼───────────────┼─────────────┼────────────────┼───────────┼─────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼─────────┼───────────────┼─────────────┼────────────────┼───────────┼─────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼─────────┼───────────────┼─────────────┼────────────────┼───────────┼─────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼─────────┼───────────────┼─────────────┼────────────────┼───────────┼─────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼─────────┼───────────────┼─────────────┼────────────────┼───────────┼─────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼─────────┼───────────────┼─────────────┼────────────────┼───────────┼─────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼─────────┼───────────────┼─────────────┼────────────────┼───────────┼─────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼─────────┼───────────────┼─────────────┼────────────────┼───────────┼─────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
└───────────┴─────────┴───────────────┴─────────────┴────────────────┴───────────┴─────────────────┘
Примечание.
1. Журнал является внутренним документом нефтебазы.
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(рекомендуемое)
_____________________ нефтебаза
Журнал
регистрации анализов очищенных сточных вод
┌────────┬──────────┬──────────┬─────────────┬─────────┬─────────────┬─────────────┬───────────────┐
│ Дата и │Определяе-│Концентра-│Концентрация │ Прибор, │ Ф.И.О., │Принятые меры│ Ф.И.О., │
│ время │ мый │ ция по │фактическая, │ метод │ должность, │по устранению│ должность, │
│ отбора │показатель│ норме, │ мг/л │ анализа │ подпись │ превышения │ подпись │
│ проб │ │ мг/л │ │ │ответственно-│концентрации │ответственного │
│ │ │ │ │ │ го за │ │за эксплуатацию│
│ │ │ │ │ │эксплуатацию │ │ очистных │
│ │ │ │ │ │ очистных │ │ сооружений │
│ │ │ │ │ │ сооружений │ │ │
├────────┼──────────┼──────────┼─────────────┼─────────┼─────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──────────┼──────────┼─────────────┼─────────┼─────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──────────┼──────────┼─────────────┼─────────┼─────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──────────┼──────────┼─────────────┼─────────┼─────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──────────┼──────────┼─────────────┼─────────┼─────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──────────┼──────────┼─────────────┼─────────┼─────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──────────┼──────────┼─────────────┼─────────┼─────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──────────┼──────────┼─────────────┼─────────┼─────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──────────┼──────────┼─────────────┼─────────┼─────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──────────┼──────────┼─────────────┼─────────┼─────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──────────┼──────────┼─────────────┼─────────┼─────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──────────┼──────────┼─────────────┼─────────┼─────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──────────┼──────────┼─────────────┼─────────┼─────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──────────┼──────────┼─────────────┼─────────┼─────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──────────┼──────────┼─────────────┼─────────┼─────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──────────┼──────────┼─────────────┼─────────┼─────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──────────┼──────────┼─────────────┼─────────┼─────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──────────┼──────────┼─────────────┼─────────┼─────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
├────────┼──────────┼──────────┼─────────────┼─────────┼─────────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │
└────────┴──────────┴──────────┴─────────────┴─────────┴─────────────┴─────────────┴───────────────┘
Примечание.
1. Журнал является внутренним документом нефтебазы.
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(рекомендуемое)
_________________________нефтебаза
Журнал
учета лабораторных анализов нефти и нефтепродуктов
┌──────────┬─────────┬───────────┬──────────┬──────────────────────┬──────────────┬────────────────┐
│ Дата, │ Номер │ Наимено- │ Объект │ Результаты анализа │ Ф.И.О., │Ф.И.О., подпись │
│ время │ пробы │ вание │ отбора │ │ подпись │ лица, │
│ │ │ продукта │ пробы │ │ лаборанта │ получившего │
│ │ │ │ │ │ │ результаты │
│ │ │ │ │ │ │ анализа │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼─────────┼───────────┼──────────┼──────────────────────┼──────────────┼────────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
└──────────┴─────────┴───────────┴──────────┴──────────────────────┴──────────────┴────────────────┘
Примечание.
1. Журнал является внутренним документом нефтебазы.
к Правилам технической эксплуатации нефтебаз
(рекомендуемое)
_____________________ нефтебаза
Журнал
по осмотру электроустановок
┌──────┬─────────────────┬──────────────────────┬───────────────────────┐
│ Дата │ Наименование │ Результаты осмотра, │ Ф.И.О., должность, │
│ │ объекта, │ принятые меры, │ подпись лица, │
│ │электроустановки │ выполненные работы │ ответственного за │
│ │ │ │ электроустановку │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
├──────┼─────────────────┼──────────────────────┼───────────────────────┤
│ │ │ │ │
└──────┴─────────────────┴──────────────────────┴───────────────────────┘
Примечание.
1. Журнал является внутренним документом нефтебазы.