ВНТП 5-95

ВЫПИСКИ

НОРМЫ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПРЕДПРИЯТИЙ

ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ НЕФТЕПРОДУКТАМИ (НЕФТЕБАЗ)

АННОТАЦИЯ

Нормы содержат требования, обязательные при проектировании новых, расширяемых, реконструируемых и технически перевооружаемых предприятий (зданий, сооружений) по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз) и должны соблюдаться всеми организациями и предприятиями, участвующими в разработке проектов, строительстве и эксплуатации, независимо от формы собственности.

Нормы распространяются на проектирование стационарных предприятий для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов, имеющих давление насыщенных паров не выше 93,1 кПа (700 мм.рт.ст.) при температуре 20 °С.

При расширении или реконструкции предприятий (зданий, сооружений) по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз) нормы распространяются только на расширяемую или реконструируемую часть. Проектные решения по охране окружающей природной среды должны выполняться в целом по предприятию.

Проектирование расходных складов нефтепродуктов, входящих в состав предприятий (промышленных, транспортных, энергетических и т.п.), допускается выполнять по настоящим нормам с учетом требований технологических норм проектирования предприятий, в состав которых входят склады нефтепродуктов.

1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

1.1. К объектам предприятий по обеспечению нефтепродуктами (далее нефтебаз) относится комплекс зданий и технологических сооружений производственного и вспомогательного назначения, обеспечивающих прием, хранение и отгрузку нефтепродуктов.

Примечание. Термины и понятия, применяемые в настоящих нормах, приведены в приложении 1.

1.2. Проектирование объектов нефтебаз должно выполняться в соответствии с действующими нормами и правилами, Государственными стандартами, отраслевыми руководящими документами и с использованием современных достижений науки и техники.

Перечень нормативных документов, используемых при проектировании, приведен в приложении 15.

1.3. При проектировании нефтебаз следует применять освоенные и серийно выпускаемые типы оборудования и материалы. Рекомендуемый перечень основного оборудования и автоматизированных систем приведен в приложении 12.

1.4. Разработка проектов технического перевооружения и реконструкции нефтебаз должна производиться на результатах предпроектного обследования пожарной и экологической ситуации как на территории самой нефтебазы и ее санитарно-защитной зоны, так и на селитебной территории и особо охраняемых природных территориях и объектах, находящихся за границей санитарно-защитной зоны, но в зоне влияния предприятия, для оценки экологической обстановки и возможных последствий аварийных ситуаций.

Предпроектное обследование проводится с обязательным участием надзорных органов (охраны окружающей природной среды, пожарного, санитарно-эпидемиологического и т.д.), заинтересованных организаций и органов местного самоуправления.

1.7. Категории помещений и зданий нефтебаз по взрывопожарной и пожарной опасности следует принимать в соответствии с ОНТП 24-86 МВД СССР "Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности" и ВНТП 4-89* Госкомнефтепродукта РСФСР "Нормы технологического проектирования. Определение категорий помещений и зданий объектов нефтепродуктоснабжения по взрывопожарной и пожарной опасности".

2. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕБАЗ

2.1. Нефтебазы подразделяются:

по общей вместимости и максимальному объему одного резервуара - на категории, в соответствии со СНиП 2.11.03-93;

по функциональному назначению - на перевалочные, перевалочно-распределительные и распределительные;

по транспортным связям поступления и отгрузки нефтепродуктов - на железнодорожные, водные (морские, речные), трубопроводные, автомобильные, а также смешанные водно-железнодорожные, трубопроводно-железнодорожные и т.п.;

по номенклатуре хранимых нефтепродуктов - на нефтебазы для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов, а также нефтебазы общего хранения;

по годовому грузообороту - на пять классов в соответствии с таблицей 1.

Таблица 1

Класс нефтебаз	Грузооборот, тыс.т/год
	от 500 и более
	св. 100 до 500 вкл.
	" 50 " 100 "
	" 20 " 50 "
	от 20 и менее

2.2. К основным показателям, характеризующим мощность нефтебаз, относятся:

грузооборот нефтепродуктов в тыс.т/год;

вместимость резервуарного парка в тыс.м³

2.3. 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 марок нефтепродуктов без смешения и потери качества;

наливные и сливные устройства, а также насосное оборудование - обеспечивать выполнение нормы времени по сливу и наливу нефтепродуктов.

3. РЕЖИМ РАБОТЫ

3.2. Технологическое время механизированного или самотечного слива или налива для всей одновременно подаваемой партии железнодорожных цистерн по фронту одновременного слива и налива, независимо от типа нефтепродукта и грузоподъемности цистерн, не должно превышать 2-х часов.

3.5. Время механизированного слива или налива нефтепродуктов из(в) автомобильных(е) цистерн(ы) с учетом операций по оформлению документов, заправке наливных устройств и маневрированию автомобиля не должно превышать 4 мин. на одну тонну груза.

При определении веса груза на автомобильных весах и расчетах времени слива или налива следует дополнительно учитывать время, равное 4 мин., на организацию каждого взвешивания.

4. ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ

4.3.4. Для хранения нефтепродуктов рекомендуется применять наземные и подземные металлические или железобетонные резервуары, как правило, по действующим типовым проектам.

4.3.5. Сокращение потерь от испарения нефтепродуктов с давлением насыщенных паров свыше 2·1,33·10⁴ Па (200 мм.рт.ст.) при температуре 20 °С следует предусматривать путем применения резервуаров с понтонами, плавающими крышами или с газоуравнительной обвязкой.

4.3.7. При проектировании технического перевооружения или реконструкции нефтебаз, в случае выявления изменений емкости резервуарных парков, в проектах должны предусматриваться меры по переводу высвобождающихся резервуаров под хранение менее опасных в пожарном и экологическом отношениях нефтепродуктов, либо выводу их из эксплуатации. Выводу из эксплуатации прежде всего подлежат резервуары устаревших конструкций. Проектами технического перевооружения и реконструкции нефтебаз резервуары для хранения нефтепродуктов с давлением насыщенных паров, указанных в пункте 4.3.5, должны быть оснащены средствами сокращения потерь от испарения нефтепродуктов (понтон, газоуравнительная обвязка и т.п.).

4.3.8. К основному оборудованию резервуара относятся:

приемо-отгрузочные устройства с запорной арматурой;

дыхательная и предохранительная арматура;

устройства для отбора средней пробы и подтоварной воды;

приборы контроля, сигнализации и защиты;

противопожарное оборудование;

хлопушки и механизмы их управления.

Оснащение резервуаров основным оборудованием и схема его расположения определяются проектом.

4.3.9. Оборудование, устанавливаемое на типовом резервуаре, должно соответствовать данному типу резервуара. Применение другого оборудования допускается при согласовании с разработчиком проекта резервуара.

4.3.10. Пропускная способность дыхательной арматуры должна определяться в зависимости от максимальной подачи нефтепродукта при заполнении или опорожнении резервуара с учетом температурного расширения паровоздушной смеси.

4.3.11. Дыхательная арматура должна выбираться в зависимости от типа резервуара и хранимого нефтепродукта:

на резервуарах без понтона, предназначенных для приема и хранения нефтепродуктов с давлением насыщенных паров более 2·1,33·10⁴ Па (200 мм.рт.ст.), следует устанавливать дыхательную и предохранительную арматуру с огнепреградителем;

4.3.12. При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой (ГУС) запрещается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными, а также с этилированными и неэтилированными бензинами. В пониженной части трубопроводов ГУС должны быть установлены дренажные устройства, включающие в себя закрытые емкости (конденсатосборники). Уловленные нефтепродукты должны использоваться по своему прямому назначению.

4.4. Хранение нефтепродуктов в таре.

4.4.1. Складские здания и сооружения для хранения нефтепродуктов в таре следует проектировать в соответствии со СНиП 2.11.03-93 и настоящими нормами.

4.4.3. В зависимости от физико-химических свойств нефтепродуктов, вида транспортной тары и климатических условий, хранение их следует предусматривать в складских помещениях или на площадках.

Хранение в таре нефтепродуктов с температурой вспышки 45 °С и ниже следует предусматривать только в помещениях, с температурой вспышки выше 45 °С - в помещениях или на площадках под навесом.

Допускается предусматривать хранение на открытых площадках нефтепродуктов с температурой вспышки выше 61 °С в металлических бочках.

При проектировании зданий и сооружений тарных складов следует руководствоваться СНиП 2.11.03-93 и другими нормативными документами.

Хранение нефтепродуктов в деревянной таре на открытых или под навесом площадках не допускается.

При определении размеров штабелей нефтепродуктов в таре и требований к устройству площадок для тарного хранения следует руководствоваться "Правилами пожарной безопасности в Российской Федерации" ППБ-01-93 МВД России.

4.4.4. Хранение порожних металлических и деревянных бочек (бывших в употреблении и загрязненных нефтепродуктами) следует предусматривать на отдельных открытых или под навесом площадках, при этом укладка бочек в штабели допускается не более чем в четыре яруса.

4.4.5. Складские здания и площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны быть оснащены средствами механизации погрузочно-разгрузочных и транспортных операций, выбор которых определяется проектом.

4.4.6. Длину и ширину железнодорожных и автомобильных грузовых платформ (рамп) следует определять расчетом, исходя из грузооборота и вместимости хранилища нефтепродуктов в таре, а также с учетом габаритов применяемых средств транспортной механизации.

5. ПРИЕМ И ОТГРУЗКА НЕФТЕПРОДУКТОВ

5.1. Технология приема и отгрузки

5.1.1. Технология приема и отгрузки нефтепродуктов должна определяться в проекте на основании вариантных технико-экономических проработок с учетом вида транспортного средства, которым доставляется нефтепродукт, его физико-химических свойств, климатических условий, интенсивности погрузочно-разгрузочных работ и грузооборота нефтебазы.

5.1.2. Перечень нефтепродуктов, допущенных к перевозке наливом в вагонах-цистернах, морских и речных судах и автомобильным транспортом, а также подготовка транспортных средств для налива и транспортирования устанавливаются требованиями ГОСТ 1510-84*.

5.1.3. Сливо-наливные устройства для нефтепродуктов (кроме мазутов) с температурой вспышки 120 °С и ниже должны быть закрытыми. Для нефтепродуктов с температурой вспышки выше 120 °С и мазутов допускается предусматривать открытые сливные устройства.

В случаях необходимости слив нефтепродуктов с температурой вспышки 120 °С и ниже из неисправных цистерн допускается осуществлять через горловину цистерн (верхний слив).

5.1.4. Время непосредственного (без учета времени на вспомогательные операции: подсоединение и заправка сливо-наливных устройств, замер взлива, выполнение приемных анализов, открытие сливных клапанов, люков цистерн и т.п.) слива и налива маршрута или группы цистерн не должно превышать 80 мин.

5.1.5. Вес железнодорожных наливных маршрутов (брутто) по направлениям и состав цистерн по их грузоподъемности в маршрутах должен соответствовать унифицированным весовым нормам, согласованным с соответствующими подразделениями, МПС России.

5.1.6. Допустимая скорость истечения и движения нефтепродукта по трубопроводу определяется в зависимости от объемного электрического сопротивления и не должна превышать значений, указанных в таблице 8.

Таблица 8

Удельное объемное электрическое сопротивление нефтепродукта, Ом·м	Допустимая скорость движения, м/с
не более 109	до 5
более 109 при температуре вспышки паров 61 °С и выше	до 5
более 109 при температуре вспышки паров ниже 61 °С	по расчету согласно "Рекомендациям..." (см. приложение 15)

Величины удельных объемных электрических сопротивлений различных марок (сортов) нефтепродуктов приведены в приложении 5.

Начальное заполнение цистерн нефтепродуктом следует производить со скоростью в трубопроводе не более 1 м/с до момента затопления конца загрузочной трубы на 0,4-0,5 м.

5.1.7. При необходимости транспортирования нефтепродуктов со скоростями большими, чем указаны в табл.8, следует применять нейтрализаторы или релаксационные емкости.

5.1.8. Отдельные сливо-наливные устройства и коллекторы для каждого вида сливаемого или наливаемого нефтепродукта, следует предусматривать при условии недопустимости их смешения с другими нефтепродуктами (см. приложение 6).

5.1.11. Трубопроводы для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов должны быть заземлены.

5.2. Сливо-наливные устройства для железнодорожных цистерн

5.2.1. Размещение сливо-наливных устройств и сооружений на железнодорожных путях нефтебазы должно соответствовать СНиП 2.11.03-93.

К основным сооружениям сливо-наливного фронта относятся: эстакады (односторонние и двухсторонние), оборудованные наливными и сливными устройствами, грузовые, зачистные и воздушно-вакуумные коллекторы, сборники, промежуточные резервуары для мазута и масел, узлы учета нефтепродуктов. Кроме того, в состав сливо-наливного фронта должны быть включены средства механизации для подъема и заправки нагревательных приборов, а также для перемещения цистерн вдоль фронта.

5.2.3. Допускается производить слив или налив не более чем за 3 подачи, если по условиям приема или отгрузки суточное поступление цистерн превысит расчетное количество сливо-наливных устройств. Продолжительность использования эстакады должна определяться суммарным временем на выполнение технологических операций, подачу и уборку цистерн, а также на приготовление маршрута на станции.

5.2.5. Для группы цистерн общей весовой нормы (брутто) менее 700 т следует предусматривать строительство одиночных устройств или односторонней эстакады, исходя из числа одновременно обрабатываемых цистерн, а для нормы более 700 т - только двухсторонней эстакады, обеспечивающей маршрутный слив-налив независимо от числа обрабатываемых цистерн.

5.2.6. На перевалочных нефтебазах I класса протяженность железнодорожной сливо-наливной эстакады для легковоспламеняющихся нефтепродуктов определяется длиной наливного маршрута полной весовой нормы (брутто), состоящего из смешанного состава большегрузных цистерн за вычетом веса прикрытия 60 т, для горючих нефтепродуктов - без вычета прикрытия.

5.2.7. На нефтебазах при маршрутном сливе-наливе нефтепродукта количество сливо-наливных устройств следует принимать в зависимости от расчетного количества наливных маршрутов по таблице 9.

Таблица 9

Nм	Количество сливо-наливных устройств	Примечание
от 0,35 до 1 вкл.	на 1/3 маршрута	Распределительная нефтебаза
более 1 до 3 вкл.	на 1/2 маршрута	Распределительная нефтебаза
более 3 до 6 вкл.	на 1 маршрут	Перевалочная нефтебаза

Примечание. Для горючих нефтепродуктов количество сливных устройств рассчитывается с учетом времени, требуемого для разогрева, в соответствии с п.3.3 настоящих норм.

5.2.12. Допускается использовать самотечный слив в промежуточные заглубленные резервуары с одновременной откачкой нефтепродукта из них в наземные резервуары.

Промежуточный резервуар должен быть рассчитан на 75% суммарной емкости одновременно сливаемых цистерн. Производительность откачки из этих резервуаров должна составлять не менее 50% производительности их заполнения. При этом резервуар должен иметь защиту от перелива.

Промежуточные резервуары (кроме сливных емкостей для мазутов) не допускается размещать под железнодорожными путями.

5.2.13. Для удаления нефтепродукта из неисправных цистерн следует предусматривать отдельно расположенные устройства верхнего и нижнего слива, а при соответствующем обосновании - коллекторы, обеспечивающие раздельный сбор сливаемых нефтепродуктов. Допускается устанавливать сливные устройства непосредственно на сливо-наливных эстакадах, а сливные устройства для верхнего слива оборудовать резино-тканевыми рукавами.

5.2.14. Технологический шаг сливо-наливных устройств в пределах одной сливо-наливной эстакады или одиночного фронта слива-налива определяется проектом в зависимости от конструкции этих устройств и типа цистерн в железнодорожном маршруте и должен обеспечивать слив (налив) без расцепки вагонов. Габариты приближения сливо-наливных устройств и их размеры должны учитывать возможность подачи цистерн максимальной грузоподъемности для данного пункта.

5.2.18. Сливо-наливные устройства, устанавливаемые на сливных и наливных коллекторах, следует оснащать задвижками с ручным приводом.

5.2.19. Эстакады для операций с маршрутами должны проектироваться для слива или налива не более 4 групп нефтепродуктов. При этом к одной группе могут быть отнесены несколько марок (сортов) нефтепродуктов, перекачка которых может производиться по одному и тому же коллектору.

При проектировании групповых или одиночных сливо-наливных устройств количество групп нефтепродуктов определяется проектом.

5.3. Сливо-наливные устройства для автомобильных цистерн

5.3.1. Для налива нефтепродуктов в автомобильные цистерны на нефтебазах должны применяться специальные, в том числе автоматизированные, устройства верхнего или нижнего налива, оборудованные насосными агрегатами, пультом дистанционного управления, устройствами для задачи дозы отпускаемого нефтепродукта, предотвращения перелива, герметизации цистерн, а также автоматическими системами измерения количества нефтепродуктов в единицах массы (объема) и оформления товарных документов.

5.3.2. Наливные устройства для налива легковоспламеняющихся и маловязких горючих жидкостей должны быть оборудованы центробежными, а для налива масел и других горючих жидкостей - роторными насосами.

5.3.3. Для уменьшения гидравлических ударов, обеспечения безопасных скоростей перекачки и точности учета наливные устройства следует оснащать оборудованием, обеспечивающим подачу нефтепродукта в начальной и завершающей фазе налива не более 30 м³/ч.

5.3.4. Наливные устройства следует располагать на отдельных рабочих местах (островках), объединенных по группам нефтепродуктов в наливные станции. В зависимости от типа прибывающих автомобильных цистерн и объема отгрузки отдельных марок (сортов) нефтепродукта рабочие места должны обеспечивать налив как одиночных цистерн, так и автопоездов.

Слив нефтепродуктов из автоцистерн должен производиться на отдельных площадках, оборудованных узлами учета.

Управление наливом должно быть дистанционным из операторной и по месту.

5.3.6. Производительность наливных устройств при механизированном наливе без учета времени на вспомогательные операции следует принимать:

для нефтепродуктов с вязкостью до 60·10^-6 м²/с - 40... 100 м³/ч;

для нефтепродуктов с вязкостью от 60·10^-6 м²/с до 600·10^-6 м²/с - 30... 60 м³/ч.

Примечание. При самотечном наливе указанные производительности могут быть уменьшены на 25-30%.

5.3.7. Количество отпускаемого нефтепродукта следует определять взвешиванием на автовесах или при помощи счетчиков жидкости. Грузоподъемность весов должна обеспечивать взвешивание всех типов прибывающих на нефтебазу автоцистерн.

5.3.8. Соединительные трубопроводы от раздаточных резервуаров до наливных устройств должны приниматься раздельными для каждой марки (сорта) нефтепродукта, отгружаемого в автотранспорт. Последовательная перекачка по ним не допускается.

5.3.9. На нефтебазах 1-5 классов процессы налива и учета должны быть автоматизированы согласно приложению 11.

На нефтебазах 1-2 классов, при соответствующем обосновании, дополнительно может применяться система "АСУ-налива" с использованием кредитной системы.

Измерение массы нефтепродуктов, подача данных на цифропечать и оформление документов должны осуществляться автоматически с погрешностью, соответствующей требованиям ГОСТ 26976-86.

5.3.10. На нефтебазах 4 и 5 классов допускается применение установок с местным управлением в случаях, когда загрузка наливного устройства составляет не более 60% от его номинальной производительности или при экономической нецелесообразности применения автоматизированных систем и дистанционного управления наливом.

5.3.11. Перед въездом на нефтебазу (станцию налива) должна предусматриваться площадка для автотранспорта, обеспечивающая стоянку не менее 30% от общего количества работающих автомобилей в одной смене.

6. ПЕРЕКАЧКА НЕФТЕПРОДУКТОВ

6.1. Технология перекачки

6.1.1. Технология перекачки при автоматизации и механизации технологических операций должна предотвращать смешивание, загрязнение, обводнение и потери нефтепродуктов при соблюдении установленных правил пожарной безопасности, охраны окружающей среды и техники безопасности.

6.1.2. Допускается перекачка по одному трубопроводу нескольких нефтепродуктов, сгруппированных согласно приложению 6, при условии его предварительного опорожнения.

Для группировки нефтепродуктов, не предусмотренных приложением 6, следует руководствоваться физико-химическими показателями этих нефтепродуктов по действующим ГОСТ или ТУ. Отдельные марки (сорта) нефтепродуктов, к качеству которых согласно ГОСТ 1510-84* предъявляются повышенные требования, следует транспортировать по отдельным трубопроводам.

6.1.3. Технология перекачки нефтепродуктов должна предусматриваться по двухпроводной схеме трубопроводов (приемный и раздаточный), подсоединяемых к каждому резервуару.

Допускается на нефтебазах 4-5 классов, а также в случаях установки под конкретную марку (сорта) нефтепродукта одного резервуара предусматривать однопроводную схему.

6.1.4. За рабочее давление в системе трубопроводов нефтебазы следует принимать максимальное избыточное давление, приведенное к ближайшему наибольшему условному давлению согласно ГОСТ 356-80, но не выше 2,5 МПа.

6.1.6. Параметры максимальной безопасной скорости перекачки нефтепродуктов по трубопроводам следует принимать в соответствии с требованиями п.5.1.6 настоящих норм.

6.2. Технологические трубопроводы

6.2.1. Технологические трубопроводы (далее трубопроводы) следует проектировать, руководствуясь требованиями нормативных документов, указанных в приложении 15.

6.2.2. По назначению трубопроводы следует подразделять на внутренние, прокладываемые внутри технологических зданий и сооружений, наружные, прокладываемые между зданиями и сооружениями внутри территории нефтебазы, и внешние, прокладываемые вне территории нефтебазы (между нефтебазой и НПЗ, наливными причалами, отдельно стоящими железнодорожными эстакадами, АЗС и другими объектами). Для внешних трубопроводов, кроме требований, изложенных в настоящих нормах, следует также руководствоваться требованиями СНиП 2.05.13-90.

6.2.3. Выбор диаметра трубопроводов должен производиться на основании результатов гидравлических расчетов, выполненных по заданной производительности и вязкости транспортируемого нефтепродукта, а также рекомендуемых оптимальных скоростей.

6.2.4. В зависимости от коррозионной активности транспортируемого нефтепродукта и нормативного срока эксплуатации трубопроводов значение расчетной толщины стенки труб следует принимать с поправкой, учитывающей глубину коррозионного разрушения стенки труб.

Значения поправки на внутреннюю коррозию приведены в таблице 10.

Таблица 10

Среда	Глубина коррозионного разрушения, мм/год
Бензин	0,001-0,005
Дизельное топливо, керосин, реактивное топливо	0,01-0,05
Мазут	0,05-0,1

Примечание. Нормативный срок эксплуатации трубопроводов определяется по нормам амортизационных отчислений на полное его восстановление.

6.2.5. Трубопроводы должны выполняться из электросварных или бесшовных труб, в том числе и с антикоррозионным покрытием в соответствии с СН 527-80 и "Пособием" к нему.

Допускается применять сборно-разборные трубопроводы на специальных стыковых соединительных приспособлениях, а также трубопроводы из негорючих материалов при условии обеспечения необходимой механической, химической и температурной стойкости и сохранения качества перекачиваемых легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов.

При этом должны быть предусмотрены устройства для отвода статического электричества.

Открытая (по стенам) и надземная прокладка трубопроводов из неметаллических труб запрещается.

6.2.6. Соединения трубопроводов должны быть сварными. В случае перекачки по трубопроводам застывающих нефтепродуктов, а также в местах установки арматуры и технологического оборудования допускается установка фланцевых соединений труб с применением несгораемых прокладок, кроме участков, проложенных внутри обвалования резервуарных парков.

6.2.7. Прокладка трубопроводов на территории нефтебаз должна быть надземной или наземной.

При соответствующем обосновании (рельеф местности, климатические условия, необходимость заезда пожарной техники внутрь обвалования и т.п.) на территории резервуарных парков, ограниченной обвалованием, возможна подземная прокладка трубопроводов.

6.2.8. Трубопроводы, прокладываемые на отдельно стоящих опорах, должны укладываться в один ярус, а в стесненных условиях, на эстакадах.

В местах переходов через трубопроводы и для обслуживания узлов задвижек следует предусматривать переходные мостики и площадки.

6.2.12. Для обеспечения полного самотечного опорожнения трубопроводы должны проектироваться с уклоном к месту откачки или выпуска в специальные резервуары-сборники. При этом для нефтепродуктов, не требующих подогрева при перекачке, минимальные уклоны следует принимать равными 0,002-0,003, для подогреваемых нефтепродуктов - 0,004.

6.2.13. На трубопроводах должны быть предусмотрены дренажные устройства, обеспечивающие слив нефтепродукта в стационарные или передвижные емкости.

6.2.14. Пересечение транзитными трубопроводами зданий и сооружений нефтебазы не допускается. Это требование не распространяется на газоуравнительные трубопроводы, проходящие над резервуарами.

По глухим участкам несгораемых стен технологических зданий допускается прокладка трубопроводов диаметром не более 200 мм, относящихся только к данному зданию.

6.2.15. Трубопроводы, транспортирующие основные потоки нефтепродуктов, необходимо располагать с внешней стороны обвалования или ограждающей стены резервуарного парка. Внутри территории резервуарного парка допускается прокладка только трубопроводов, которые обслуживают резервуары данной группы.

6.2.16. Испытание и очистку внутренних и наружных трубопроводов следует производить в соответствии с требованиями СНиП 3.05.05-84 и СН 527-80, а внешние трубопроводы, проектируемые по СНиП 2.05.13-90, в соответствии с требованиями этого норматива.

6.3. Трубопроводная арматура и ее размещение

6.3.1. Узлы задвижек следует располагать с внешней стороны обвалования резервуаров (ограждающей стены) групп или отдельно стоящих резервуаров, а коренное запорное устройство - непосредственно у резервуаров.

6.3.2. На вводах трубопроводов к железнодорожным сливо-наливным устройствам должны устанавливаться на случай аварии (пожара) стальные задвижки не далее чем в 50 м (считая от оси железнодорожного пути) и не ближе 15 м при сливе и наливе легковоспламеняющихся и не ближе 10 м - при сливе и наливе горючих нефтепродуктов. В качестве аварийных могут применяться отключающие (оперативные) задвижки, если они установлены в пределах указанных расстояний. Аварийную отключающую арматуру следует размещать на нулевых отметках в легкодоступных местах. Управление приводами аварийных задвижек диаметром 200 мм и более следует предусматривать дистанционным с эстакады (с шагом расстановки кнопок управления не более 100 м) и из насосной, а также местное (п.3.2 приложения 11).

На одиночных сливо-наливных устройствах аварийные задвижки могут быть с ручным приводом.

6.3.3. Узлы задвижек продуктовых насосных станций следует размещать вне здания на расстоянии (до ближайшей задвижки) не менее: от стены здания с проемами - 3 м и от стены здания без проемов - 1 м. Допускается узлы задвижек размещать в одном помещении с насосами при количестве основных рабочих насосов в этом помещении:

на нефтебазах I и II категории - не более 6 насосов для нефтепродуктов с температурой вспышки 120 °С и ниже (кроме мазутов) или не более 10 насосов для нефтепродуктов с температурой вспышки выше 120 °С и для мазутов;

на нефтебазах III категории - не более 10 насосов для нефтепродуктов с температурой вспышки 120 °С и ниже или при любом количестве насосов для нефтепродуктов с температурой вспышки выше 120 °С;

при перекачке мазутов, подогреваемых до температуры ниже на 25 °С температуры вспышки - не более 6 насосов на нефтебазах I и II категорий и не более 10 насосов на нефтебазах III категории.

В случаях размещения узлов задвижек в отдельном помещении оно должно отделяться от помещения для насосов противопожарной перегородкой 1-го типа и иметь выход наружу.

В местах расположения узлов задвижек следует предусматривать лоток для отвода стоков в закрытый сборник или в колодец производственной канализации с гидравлическим затвором.

6.3.5. На внутренних обвязочных трубопроводах технологических зданий и сооружений количество и размещение запорной арматуры должны обеспечивать необходимые технологические переключения, а также возможность надежного отключения каждого отдельного агрегата или технологического устройства. Необходимость применения арматуры с дистанционным управлением или ручным приводом определяется условиями технологического процесса и требованиями, обеспечивающими безопасность работ.

Дистанционное управление отключающей (оперативной) запорной арматурой, установленной в резервуарном парке и на трубопроводах, при трех и менее переключениях в смену не требуется.

6.3.6. Использовать запорную арматуру в качестве регулирующей запрещается. Для регулирования параметров потока нефтепродукта должны быть установлены регулирующие клапаны, а перед и за ними - запорная арматура.

6.3.7. На трубопроводах, предназначенных для перекачки легковоспламеняющихся и токсичных нефтепродуктов, должна, как правило, предусматриваться стальная запорная и регулирующая арматура.

Температура рабочей среды устанавливается для арматуры трубопровода по ГОСТ 356-80.

6.3.9. Задвижки (узлы задвижек) и другую арматуру на трубопроводах, в зависимости от климатических условий, следует устанавливать в камерах, колодцах открытого типа или под навесом. Для климатических районов 1А, 1Б, 1Г и 1Д следует предусматривать камеры с освещением и грузоподъемным механизмом.

В камерах строительным объемом более 20 м³ (с кратковременным пребыванием людей) следует предусматривать вентиляцию с естественным побуждением.

6.4. Продуктовые насосные станции

6.4.1. Для перекачки нефтепродуктов следует предусматривать насосы:

для выполнения основных технологических операций (грузовые насосы) слива (налива) нефтепродукта из транспортных средств и перекачки по трубопроводам;

для выполнения вспомогательных операций, обеспечивающих зачистку железнодорожных цистерн, резервуаров, трубопроводов, расфасовку, налив бочек и другой мелкой тары, внутрибазовые перекачки и т.п.

Примечание. Грузовые насосы при соответствующем обосновании могут быть использованы для вспомогательных операций.

6.4.2. Тип насосных агрегатов должен выбираться в зависимости от физико-химических и коррозионных свойств нефтепродукта, обеспечения выполнения норм слива-налива, а также условий электроснабжения и класса взрывоопасной зоны.

6.4.3. Для перекачки нефтепродуктов с вязкостью менее 300·10^-6 м²/с при температурах, указанных в приложении 2, следует использовать лопастные и объемные насосы, с вязкостью более 300·10^-6 м²/с - объемные.

Примечания:

1. Для перекачки легковоспламеняющихся и маловязких горючих нефтепродуктов допускается применение электроприводных поршневых насосов при условии выполнения ими основных (грузовых) и вспомогательных операций.

2. Для перекачки легковоспламеняющихся и маловязких горючих нефтепродуктов, в условиях отсутствия электроэнергии, допускается использование паровых поршневых насосов.

6.4.4. Выбор насосов для слива-налива железнодорожных цистерн следует производить исходя из весовой нормы маршрута или количества цистерн в одной подаче и расчетного нормативного времени операций слива-налива с учетом коэффициента неравномерности загрузки насосов, равного 1,5.

6.4.5. Требуемый напор насосов должен определяться гидравлическим расчетом исходя из необходимости выполнения технологических операций в наиболее холодный период года.

6.4.6. Ограничение максимальной скорости налива легковоспламеняющихся и горючих жидкостей до безопасных пределов должно обеспечиваться перепуском части нефтепродукта во всасывающий трубопровод насоса. Доля перепускаемого нефтепродукта зависит от технической характеристики насосов и определяется исходя из условий автоматического поддержания постоянного давления в напорном трубопроводе и коллекторах эстакады в процессе налива.

6.4.8. В продуктовых насосных станциях агрегаты должны устанавливаться отдельными группами (в соответствии с приложением 6), работающими по специально выделенным трубопроводам, а также должны быть снабжены централизованной системой сбора утечек нефтепродуктов, выведенной за пределы насосной.

6.4.9. Насосные агрегаты для перекачки легковоспламеняющихся и маловязких горючих нефтепродуктов должны устанавливаться на площадках под навесами в случае, если их конструктивное исполнение соответствует требованиям ГОСТ 15150-69 и инструкции по эксплуатации.

Насосные агрегаты для перекачки высоковязких, обводненных или застывающих нефтепродуктов, устанавливаемые вне здания, следует оборудовать устройствами подогрева и, при необходимости, теплоизоляцией.

6.4.10 Продуктовые насосные рекомендуется размещать в наиболее низких точках системы трубопроводов нефтебазы для улучшения условий всасывания нефтепродукта.

6.4.11. Здания продуктовых насосных станций должны быть оборудованы грузоподъемными устройствами, рассчитанными на подъем наиболее тяжелых деталей оборудования или насосных агрегатов, расположенных на фундаментных плитах. Эти устройства по своему исполнению должны соответствовать категории и группе взрывоопасной среды.

Оборудование, установленное на площадках открытых (или под навесом) продуктовых насосных станций, должно обслуживаться мобильными кранами.

6.4.12. Для подъема и перемещения грузов до 0,5 т рекомендуется применять переносные треноги или монорельсы с передвижными талями (ручными):

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

для грузов более 2 до 5 т - краны мостовые подвесные;

для грузов более 5 т - краны мостовые подвесные и опорные.

6.4.13. Продуктовые насосные станции на нефтебазах I и II категорий следует оснащать приборами автоматической защиты согласно ТУ насосных агрегатов и оборудованием, обеспечивающим работу станции без постоянного обслуживающего персонала.

7. ИЗМЕРЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ

7.1. Коммерческие (учетно-расчетные) средства измерения, осуществляющие учет с точностью, соответствующей требованиям ГОСТ 26976-86, должны устанавливаться в пунктах:

приема нефтепродуктов (по трубопроводам от НПЗ, по отводам от нефтепродуктопроводов), из железнодорожных цистерн, наливных судов и т.п.;

отгрузки нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, наливные суда, нефтепродуктопроводы, тару и т.п.

Оперативные (контрольно-технологические) средства измерения устанавливаются в местах, необходимых для учета количества нефтепродуктов в оперативных целях и задач АСУ ТП.

Примечание. В случаях использования технических средств или систем управления приемом, хранением и отгрузкой нефтепродуктов, которые позволяют производить коммерческий и оперативный учет количества нефтепродукта, отдельные средства измерения не предусматриваются.

7.2. При организации системы коммерческого учета количества нефтепродукта следует использовать метод прямого измерения (взвешивания). Допускается применение косвенных методов определения массы (нетто) с использованием массовых или объемных счетчиков в комплекте с автоматическими плотномерами.

7.3. Учет нефтепродуктов при хранении должен осуществляться измерительными средствами автоматизированных систем без разгерметизации газового пространства резервуара и обеспечивать возможность измерения массы нефтепродукта и подтоварной воды.

7.4. При сливе-наливе железнодорожных цистерн на нефтебазах 1, 2 и 3 классов рекомендуется использовать железнодорожные весы с автоматической системой регистрации массы нефтепродукта и оформлением отгрузочных документов.

Примечания:

1. Допускается на нефтебазах 3 класса автоматическое оформление отгрузочных документов не производить.

2. Грузоподъемность железнодорожных и автомобильных весов должна обеспечивать возможность взвешивания цистерн максимальной грузоподъемности (брутто) для данного пункта.

7.5. В составе коммерческих узлов учета следует предусматривать:

измерительные линии - рабочие и резервные;

стационарное или передвижное образцовое средство для поверки турбинных счетчиков расхода - трубопоршневая установка (ТПУ);

приборы и устройства контроля за режимом работы узла учета;

устройства контроля, хранения, индикации и регистрации результатов измерения;

вспомогательное оборудование - фильтры, запорная арматура, изготовленная по первому классу герметичности, и т.п.

Узлы оперативного измерения и учета следует оснащать контрольными измерительными линиями (счетчиками).

7.6. Типоразмеры счетчиков расхода и число рабочих измерительных линий должны определяться из условий обеспечения заданной точности измерения в диапазоне от 30 до 100% производительности насосов. При сливе-наливе наливных (морских, речных) судов счетчики должны работать в диапазоне от 10 до 100% производительности насосов.

7.7. Для измерения каждого потока нефтепродукта рекомендуется устанавливать не более четырех счетчиков, оснащенных байпасной линией.

Число резервных измерительных линий должно приниматься не менее 50% от числа рабочих измерительных линий, а общее их количество не должно быть более 10.

7.8. Трубопроводы измерительных линий и счетчики должны быть одного диаметра и иметь до и после счетчика специальные струевыпрямители. При отсутствии струевыпрямителей должны предусматриваться прямые участки трубы длиной не менее 15 диаметров условного прохода счетчика до счетчика и не менее 5 диаметров - после счетчика.

7.9. При проектировании узла измерения и учета количества нефтепродуктов давление на выходе должно приниматься не менее 0,3 МПа при всех режимах работы узла измерения.

8. ПОДОГРЕВ НЕФТЕПРОДУКТОВ

9. ОТРАБОТАННЫЕ НЕФТЕПРОДУКТЫ (МАСЛА)

9.1. Технология приема и отгрузки.

9.1.1. Прием отработанных нефтепродуктов в соответствии с требованиями ГОСТ 21046-86 должен производиться отдельно по группам: моторные масла (ММО), индустриальные (МИО) и смесей отработанных нефтепродуктов (СНО), для чего на нефтебазах должны быть организованы приемные пункты, располагаемые в зоне операций по отгрузке нефтепродуктов автомобильным транспортом и в таре.

Приемные пункты оборудуются емкостями, камерами для разогрева бочек, насосной станцией, наливным устройством, а также грузовой платформой для накопления бочек со средствами механизации разгрузочных работ.

Примечание. Группы ММО и МИО подпежаг регенерации, СНО - переработке на НПЗ.

9.1.6. Для отработанных нефтепродуктов следует предусматривать установку горизонтальных резервуаров единичной вместимостью, как правило, не более 75 м³ в количестве не менее двух для каждой группы.

9.1.7. Резервуары для группы СНО следует оснащать оборудованием для легковоспламеняющихся жидкостей, а также подогревателями и устройствами для удаления воды и осадка.

9.1.8. Отгрузку отработанных нефтепродуктов следует осуществлять отдельными партиями, но не менее грузоподъемности одной транспортной единицы (железнодорожные и автомобильные цистерны, бочки), через одиночные наливные устройства.

9.1.9. При сливо-наливных операциях температура отработанного нефтепродукта должна быть ниже температуры вспышки его паров не менее чем на 15 °С.

10. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ

10.1. Нефтебазы, а также их объекты, здания и сооружения с технологическими процессами, являющимися источниками выделения в окружающую природную среду вредных веществ, следует отделять от жилой застройки санитарно-защитной зоной (далее СЗЗ). Размер СЗЗ определяется в целом по предприятию на основе расчетов концентрации каждого загрязняющего вещества в составе вредных выбросов в атмосферу от каждого источника выбросов с учетом среднегодовой розы ветров и существующего фонового уровня загрязнений атмосферного воздуха и при этом концентрация вредных веществ в приземном слое этой зоны не должна превышать предельно допустимых концентраций. Граница СЗЗ по территории предприятия устанавливается соответствующими нормативными документами Госкомсанэпиднадзора России. Санитарно-защитная зона или какая-либо ее часть не могут рассматриваться как резервная территория для расширения предприятия.

10.2. В составе предпроектной (проектной) документации (материалы выбора места размещения, ТЭО и проекты строительства, реконструкции и технического перевооружения) нефтебаз обязательна разработка экологического обоснования с целью предотвращения или снижения вредного воздействия на окружающую природную среду при строительстве, расширении, реконструкции, техническом перевооружении объекта путем всестороннего комплексного рассмотрения всех потерь и преимуществ, связанных с реализацией намечаемой деятельности. Объем и состав экологического обоснования в предпроектных (проектных) материалах определяется требованиями "Руководства по экологической экспертизе предпроектной и проектной документации".

10.3. Комплекс природоохранных мероприятий и полная компенсация природной среде за наносимый вред определяются в результате проведения оценки воздействия на окружающую природную среду.

10.4. Компенсация за наносимый вред природной среде должна производиться по установленным нормативам платежей за пользование природными ресурсами, выбросы и сбросы загрязняющих веществ, размещение отходов.

10.5. Установление предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу объектами и сооружениями нефтебаз на разных стадиях проектирования производится в соответствии с требованиями раздела 3.2 "Методики нормирования выбросов вредных веществ в атмосферу на предприятиях Госкомнефтепродукта РСФСР".

10.6. Для охраны атмосферного воздуха от загрязнения углеводородами следует предусматривать мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов при перекачке, приеме и отпуске, выбор которых определяется расчетом.

10.7. Промышленные отходы (нефтешламы, шламы химводоочистки и т.п.) следует обеззараживать и утилизировать. Выбор технического решения следует принимать с учетом местных условий и количества отходов. Захоронению подлежат только те виды отходов, на которые представлены убедительные доказательства отсутствия технологий по их переработке.

Качественную характеристику отходов, образующихся от зачистки резервуаров следует принимать:

плотность 1,01 т/м³, содержание воды 70%, содержание механических примесей 26%, содержание нефтепродуктов 4%.

Удельный расход зачистных вод от резервуаров следует принимать 0,6-0,4 м³ на 1000 т грузооборота.

Состав нефтешламов, образующихся на очистных сооружениях, характеризуется следующими показателями: плотность 1,01 т/м³, содержание воды 63 + 30%, содержание механических примесей 30... 40%, нефтепродукты 7... 30%.

10.8. В проектах следует предусматривать мероприятия (обвалования, водонепроницаемые покрытия, планировка и т.п.) для сбора нефтепродуктов в случае их разлива, аварии технологических сооружений и трубопроводов. Сброс нефтепродуктов при авариях в производственную канализацию не допускается.

10.9. Наливные устройства должны быть оборудованы дренажной системой с каплеуловителями для сбора нефтепродукта, сливаемого из этих устройств после окончания операций налива.

10.10. В проектах на строительство нефтебаз, при соответствующем обосновании, следует предусматривать систему оборотного водоснабжения (система охлаждения насосов продуктовой насосной станции) и повторное использование очищенных сточных вод на мытье площадок со сливо-наливными устройствами или эстакадами, мытье резервуаров (при их зачистке). Требуемое качество очищенных сточных вод для вышеуказанных целей должно соответствовать по содержанию нефтепродуктов - 20 мг/л, взвешенным веществам - 20 мг/л, БПКпол - 15-20, рН - 7-8.

Укрупненные нормы водопотребления и водоотведения на 1000 т грузооборота нефтебазы приведены в таблице 11.

Таблица 11

	Среднегодовой расход воды, м3	Среднегодовой расход стоков, м3
Предприятие		В том числе		В том числе
	Всего	Для питьевых нужд	Для производ- ственных нужд	Всего	Производ- ственные	Бытовые	Безвоз- врат. потери
1. Перевалочные нефтебазы с грузооборотом тыс.т.:
до 100	153,3	91,8	61,5	127,2	49,2	78,0	26,1
100-500	153,3-129,5	91,8-40,1	61,5-89,4	127,2-96,6	49,2-62,5	78,0-34,1	26,1-32,0
500-1000	129,5-208,6	40,1-22,9	89,4-185,7	96,6-217,3	62,5-197,9	34,1-19,4	32,9-8
1000-5000	208,6-96,26	22,9-8,16	185,7-88,1	217,3-108,4	197,9-101,9	19,4-6,5	8,7-12,0
5000-10000	96,26-66,8	8,16-5,1	88,1-61,7	108,4-92,4	101,8-88,5	6,5-4,1	12,14-2
2. Распределительные нефтебазы с грузооборотом, тыс.т.:
до 30	214,0	34,0	180,0	56,0	27,0	29,0
30-60	214-152,0	34-42	180-110	56,0-67,7	27,0-52,0	29,0-35,7	158-84,3
60-100	152-136	42-51	110-85	67,7-101,3	52,0-68,0	35,7-33,3	84,3-34,7
100-300 и выше	136-103	51-35	85-68	101,3-84,2	68-54,4	33,3-29,8	34,7-18,8

Примечание. Среднегодовые расходы воды и стоков даны на 1000 т грузооборота нефтебазы.

10.12. В проектах нефтебаз должны быть предусмотрены системы постоянного контроля загазованности рабочих зон и приземной части территории с помощью стационарных (по мере их выпуска промышленностью) и переносных газоанализаторов.

10.13. Для защиты почвы и грунтовых вод следует предусматривать противофильтрационные экраны или водонепроницаемые покрытия на всех участках территории нефтебаз, где проводятся операции с нефтепродуктами, а также сеть наблюдательных скважин по периметру территории нефтебазы.

11. АВТОМАТИЗАЦИЯ, КОНТРОЛЬ И УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ

11.1. Объем и уровень автоматизации технологических процессов, а также потребность в средствах автоматизации следует определять, руководствуясь рекомендациями, изложенными в приложении 11. При этом должны обеспечиваться:

контроль и управление технологическими процессами приема, хранения и отгрузки;

количественный учет нефтепродуктов как по резервуарной емкости, так и с помощью поточных измерительных систем;

безопасная эксплуатация технологического оборудования и сооружений, своевременное обнаружение возникших аварий и создание условий для их локализации;

пожарная безопасность и защита окружающей среды.

11.2. Система управления и контроля технологическими процессами нефтебазы должна осуществляться централизованно из одного пункта - операторной или диспетчерской.

12. СВЯЗЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ

12.1. Для оперативного управления производством на нефтебазах должны предусматриваться:

городская телефонная автоматическая связь;

местная телефонная автоматическая связь;

диспетчерская связь;

распорядительно-поисковая связь;

радиофикация;

пожарная сигнализация.

В соответствии с действующими нормами или техническим заданием Заказчика на нефтебазах предусматриваются:

охранная сигнализация;

электрочасификация.

При соответствующем обосновании в проект могут быть включены и другие виды связи и сигнализации.

12.2. Нефтебаза должна иметь связь с ближайшими узлами связи Минсвязи России, станцией железной дороги, речным (морским) портом (при наличии операций по сливу-наливу), а также прямую телефонную (радиотелефонную) связь с ближайшей пожарной частью населенного пункта или центральным пунктом пожарной связи.

12.3. Для связи абонентов нефтебазы между собой должна предусматриваться установка местной автоматической телефонной станции или автоматического коммутатора. Емкость местной автоматической станции или тип коммутатора и количество устанавливаемых телефонов АТС определяется проектом.

12.4. Для дирекции нефтебазы рекомендуется предусматривать телефонную и громкоговорящую связь с необходимыми абонентами, а также возможность одновременного подключения нескольких абонентов для ведения совещаний.

12.5. Сеть диспетчерской связи должна обеспечивать:

двухстороннюю телефонную связь с любого рабочего места;

громкоговорящую связь;

двухстороннюю телефонную связь с абонентами ГАТС;

возможность группового подключения нескольких абонентов для ведения совещаний.

12.6. Все административно-технические службы и участки приема и отпуска нефтепродуктов на нефтебазах 1, 2 классов должны быть оборудованы двухсторонней громкоговорящей связью, обеспечивающей переговоры между наливщиками, машинистом и оператором.

12.7. Телефонные аппараты следует устанавливать у лестниц эстакад. Количество телефонных аппаратов на эстакаде должно быть не менее двух.

Оборудование связи должно соответствовать категориям и группам взрывоопасных смесей согласно ПУЭ-85 или вынесено за пределы взрывоопасной зоны.

12.8. При подключении нефтебазы к нефтепродуктопроводу связь диспетчера (оператора) нефтебазы с диспетчером нефтепродуктопровода должна предусматриваться согласно ВНТПЗ-90.

12.9. Установку часов первичных (основных и резервных) следует предусматривать в помещении узла связи, а вторичных электрочасов - на объектах нефтебазы. Количество устанавливаемых часов определяется проектом.

12.10. В помещениях продуктовых насосных станций, узлов задвижек, складских помещениях для нефтепродуктов в таре, разливочных, расфасовочных, канализационных насосных станциях производственных стоков необходимо устанавливать сигнализаторы довзрывных концентраций паров нефтепродуктов (СДК) из расчета не менее одного СДК на 100 м² площади помещения.

Сигнализаторы СДК в помещениях следует устанавливать в зависимости от плотности паров нефтепродукта с учетом поправки на температуру воздуха, но не выше 0,5 м над полом.

12.11. Сигнализаторы СДК должны обеспечивать подачу предупреждающих светового и звукового сигналов при концентрации паров нефтепродуктов 20% и аварийных - при 50% от нижнего концентрационного предела воспламенения (НКПВ).

12.12. В продуктовых насосных станциях с периодической работой допускается применять автоматические газовые переключатели для попеременной подачи проб воздуха от нескольких точек к одному СДК. При этом периодичность анализа каждой точки отбора пробы не должна превышать 10 мин.

12.13. В производственных помещениях автоматическое включение аварийной и периодически действующей вытяжной вентиляции должно осуществляться при подаче предупреждающего сигнала от СДК.

12.14. В помещениях с постоянным пребыванием обслуживающего персонала предупреждающий и аварийный сигналы должны подаваться по месту установки СДК и на выходе из помещения, в помещениях с периодическим пребыванием - у входа в помещение. Допускается подавать общий звуковой сигнал на все помещение.

12.15. Проектирование пожарной сигнализации следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93, СНиП 2.04.09-84.

12.16. Ручные извещатели пожарной сигнализации, устанавливаемые в пределах взрывоопасных зон, следует проектировать с учетом требований гл.7.3 ПУЭ-85.

Ручные извещатели, не имеющие взрывозащиты, следует размещать вне взрывоопасных зон, на расстоянии:

более 20 м от мест открытого слива или налива ЛВЖ;

более 8 м от резервуаров с ЛВЖ;

более 3 м от закрытого технологического оборудования, содержащего ЛВЖ;

1 м от дверных и оконных проемов за наружными стенами помещений со взрывоопасными зонами.

Монтаж извещателей пожарной сигнализации следует вести в соответствии с ВСН 25-09.68-85.

12.17. На нефтебазах 1 класса при соответствующем обосновании рекомендуется предусматривать промышленное телевидение, а также охранную сигнализацию.

12.18. Связь и сигнализацию причальных сооружений следует проектировать по ведомственным нормам противопожарной защиты ВСН 12-87, утвержденных б.Минморфлотом СССР.

13. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА

13.1. Электрохимическая защита подземных металлических сооружений от коррозии должна соответствовать требованиям ГОСТ 9.602-89.

13.2. Выбор принципиальных и схемных решений, а также расчеты параметров электрохимической защиты рекомендуется производить с использованием действующей нормативно-технической документации по электрохимической защите площадочных сооружений (компрессорных станций, промыслов и т.п.) или "Инструкции по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии".

13.3. Для катодной поляризации подземных сооружений следует использовать серийные преобразователи для катодной защиты, в том числе многоканальные, а также протекторы различных типов, в том числе ленточные. Для защиты от электрической коррозии следует использовать дренажные установки и поляризованные протекторы по ГОСТ 16149-70.

13.4. Сливо-наливные устройства для железнодорожных цистерн и резервуарные парки, расположенные в зоне влияния электрифицированных железных дорог следует проектировать с учетом требований, изложенных в "Указаниях по проектированию защиты от искрообразований на сооружениях с легковоспламеняющимися и горючими жидкостями при электрификации железных дорог". При этом принимаемые решения не должны снижать эффективность защиты от электрической коррозии.

13.5. В проекте должны быть предусмотрены меры по сокращению прямых электрических связей катодно поляризуемых сооружений с защитными заземлениями технологического оборудования или выполнение таких заземлений из протекторов. При этом должны быть выполнены требования, изложенные в п.п.13.6, 13.7 или 13.8.

Допускается электрохимическая защита подземных сооружений без применения указанных мероприятий при условии, если расчетный ток катодной защиты будет принят с коэффициентом не менее 5 против варианта с исключенным влиянием защитных заземлений.

13.6. Для электрической изоляции подземных трубопроводов от заземленного оборудования и конструкций следует использовать изолирующие фланцы, выполненные по ГОСТ 25660-83. При этом изолирующие фланцы должны располагаться вне взрывоопасных зон или шунтироваться взрывобезопасными низковольтными искровыми разрядниками. Импульсное напряжение срабатывания не должно превышать 50% от эффективного напряжения пробоя изолирующего фланца на частоте 50 Герц.

13.7. В заземляющие проводники нейтралей трансформаторных подстанций должны быть встроены диодные группы из кремниевых вентилей, включенных встречно-параллельно, обеспечивающие сохранение защитного потенциала на заземленных (зануленных) сооружениях при свободном пропуске токов короткого замыкания. При этом каждое плечо (направление) диодной группы должно иметь не менее двух вентилей, устойчивых к расчетному току однофазного короткого замыкания в данной цепи.

Электрические контактные соединения диодных групп при включении их в заземляющие цепи должны соответствовать классу 2 по ГОСТ 10434-82.

13.8. Литые протекторы могут быть использованы в качестве электродов заземления, если они удовлетворяют требованиям ПУЭ, предъявляемым к заземлителям и заземляющим проводникам.

13.9. Расчетная величина мощности катодной станции по постоянному току для 10-летнего срока эксплуатации не должна превышать 60% номинальной мощности катодной станции. При этом расчетная величина напряжения на выходе станции не должна превышать 75% величины выбранного предела (диапазона) напряжения СКЗ.

13.10. Электрохимическая защита объектов нефтебазы должна выполняться с использованием кабелей с пластмассовой изоляцией и оболочкой. Допускается совместная прокладка кабелей электрохимзащиты с кабельными линиями других назначений в общих каналах, лотках или траншеях.

13.11. Для определения сечения кабелей электрохимзащиты максимальную величину тока установки катодной защиты следует принимать на 20% больше расчетной величины тока, а плотности тока для кабеля АВВГ - 0,66 не должны превышать 0,4 А/мм².

Контрольные проводники должны иметь сечение не менее 10 мм² по алюминию.

13.12. Контрольно-измерительные пункты для измерения защитных потенциалов должны быть установлены в точках дренажа, в местах изменения направления или пересечения защищаемых трубопроводов, в местах сближения защищаемых трубопроводов с сосредоточенными анодными заземлениями, в четырех диаметрально противоположных точках внешней поверхности подземных резервуаров. Расстояние между соседними контрольно-измерительными пунктами не должно превышать 50 м.

Допускается не предусматривать контрольно-измерительные пункты (кроме точек дренажа установок катодной защиты), если обеспечен электрический контакт с сооружением в заданной точке.

14. ЛАБОРАТОРИИ

14.1. Для обеспечения контроля качества нефтепродуктов, поступающих, хранящихся и отгружаемых с нефтебаз, а также для определения содержания нефтепродуктов в сточных водах на нефтебазах 1...4 классов, должны быть предусмотрены лаборатории.

14.2. Перечень показателей качества нефтепродуктов, контролируемых при приемо-сдаточных, контрольных, полных и арбитражных анализах и примерный расход времени на их проведение приведены в приложениях 8 и 9.

14.3. Лаборатории должны оснащаться оборудованием и приборами:

на нефтебазах 1 и 2 классов для проведения приемо-сдаточных, контрольных и полных анализов в объеме требований ГОСТ и ТУ, а также арбитражных анализов в соответствии с "Временной инструкцией по контролю качества нефтепродуктов в системе Госкомнефтепродукта РСФСР" и изменением № 1;

на нефтебазах 3 класса для проведения приемо-сдаточных, контрольных анализов и анализов отработанных масел;

на нефтебазах 4 класса - для проведения приемо-сдаточных анализов и анализа отработанных масел.

На нефтебазах 5 класса необходимо иметь приборы для замера параметров, связанных с определением поступившего и отгруженного количества нефтепродуктов.

14.4. Оборудование и приборы для проведения анализов, а также необходимые размеры помещений лаборатории следует определять исходя из грузооборота нефтебазы, номенклатуры нефтепродуктов, количества резервуаров, видов технологических операций и числа анализов.

14.5. Как правило, на нефтебазах 1, 2 и 3 классов в составе лабораторий следует предусматривать комнату анализов, весовую, моечную, склад проб, а также помещение моторных испытаний топлив.

Примечание. На нефтебазах 3 класса помещение моторных испытаний топлив не предусматривается.

14.6. В состав работ лабораторий включаются наблюдения за состоянием природной среды в зоне воздействия нефтебазы - производственно-экологический мониторинг, необходимость проведения которых обусловлена требованиями Закона РФ "Об охране окружающей природной среды", статья 71.

15. ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМАМ КАНАЛИЗАЦИИ

15.1. На территории нефтебаз следует предусматривать производственно-дождевую канализацию для приема:

производственных сточных вод от систем охлаждения насосов продуктовых насосных станций, лабораторий, смыва площадок со сливо-наливными устройствами, полов в продуктовых насосных станциях