Модернизация технических устройств эксплуатируемых в составе опо

Модернизация оборудования

Модернизация оборудования – это процесс улучшения технических характеристик оборудования. Целью этого процесса является увеличение скорости производства, улучшение качества продукции или переход на другой тип продукции.

Процесс модернизации

Процесс модернизации обычно представляет собой комплексный подход, включающий обновление или замену отдельных компонентов или модулей, а также совершенствование программной части оборудования.

Модернизация технических устройств

Введение санкций привело к массовому отказу иностранных (зарубежных) производителей машин и оборудования от выполнения ранее заключенных договорных обязательств и заключения новых договоров поставки, что создает значительный риск для безопасности и бесперебойной работы импортируемого оборудования.

Значительные риски для безопасности и бесперебойной работы импортного оборудования возникли в результате заключения новых договоров поставки, что может привести к увеличению количества поломок оборудования и аварийных ситуаций.

Возникают значительные риски для безопасной и бесперебойной эксплуатации импортного оборудования, что неизбежно приведет к увеличению количества поломок и аварийных ситуаций, а также к неизбежному увеличению обязательных расходов на предотвращение этих ситуаций.

Инструкции по эксплуатации

Инструкции по эксплуатации и техническому обслуживанию, сопровождающие поставку импортного оборудования, строго требуют, чтобы запасные части заказывались только у производителя оборудования или других уполномоченных поставщиков, одобренных производителем.

Несоблюдение выбора, установка и использование запасных частей и принадлежностей, не одобренных заводом-изготовителем, рассматривается как неправильное использование оборудования, а конструкторская документация, позволяющая производить такие запасные части, не входит в комплект поставляемого оборудования.

Постановление Правительства Российской Федерации

На данный момент действует постановление о внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 12 марта 2022 года № 353 Об особенностях разрешительной деятельности в Российской Федерации в 2022 году.

В нем установлено:

• Приложение № 18 к постановлению Правительства Российской Федерации от 12 марта 2022 года № 353 дополнить пунктом 11 следующего содержания:

  11. Установить, что замену комплектующих изделий, компонентов и запасных частей к применяемым на опасных производственных объектах техническим устройствам, изготовителями которых являются производители иностранных государств и территорий, совершающих в отношении Российской Федерации, российских юридических и физических лиц недружественные действия, допускается осуществлять без согласования с его изготовителем (разработчиком, проектировщиком).

В связи с этим, наиболее удобным выходом из сложившейся ситуации является возможность производства запасных частей и комплектующих для импортного оборудования в рамках реинжиниринга отечественными компаниями. Эти компании должны обладать соответствующими лицензиями, производственными и проектными мощностями, квалифицированным персоналом, метрологическим обеспечением и службами контроля качества, как требуется постановлением Правительства РФ.

Модернизация технических устройств

Для ввода в эксплуатацию технического устройства, составляющего часть ОПО, необходима процедура модернизации. Эта процедура включает в себя апробацию и адаптацию устройства под конкретные требования объекта.

Декларация о соответствии

Для проведения экспертизы промышленной безопасности устройства, которое будет использоваться в объекте, необходимо оформление декларации о соответствии. Этот процесс отличается от модернизации технического устройства и предполагает подготовку документации на партию устройств, имеющих одинаковый функционал.

Как мы можем помочь

Компания Балтийский центр безопасности труда предлагает услуги по проведению экспертизы промышленной безопасности и подготовке деклараций о соответствии. Наша организация обладает всеми необходимыми разрешительными документами и опытом работы в данной области.

Общие положения

Мы готовы рассмотреть ваши потребности и предложить наилучшие решения для модернизации технических устройств и подготовки деклараций о соответствии. Обращайтесь к нам для получения квалифицированной помощи и консультаций.

## Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов

1.1. Настоящие Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов (далее - Правила) устанавливают требования, соблюдение которых направлено на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий, несчастных случаев на опасных производственных объектах нефтебаз и складов нефтепродуктов. 

1.2. Правила разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21.07.97 N 116-ФЗ О промышленной безопасности опасных производственных объектов (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588), Положением о Федеральном горном и промышленном надзоре России, утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 03.12.2001 N 841. 

1.3. Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов распространяются на действующие, реконструируемые, проектируемые, строящиеся и законсервированные нефтебазы и склады нефтепродуктов. 

1.4. Правила не распространяются на:
   - нефтебазы с продуктами, имеющими упругость паров выше 700 мм рт.ст.;
   - отдельно стоящие автозаправочные станции;
   - нефтепромысловые склады и склады магистральных трубопроводов. 

1.5. Нефтебазы и склады нефтепродуктов, на которые распространяется действие настоящих Правил, должны иметь:
   - лицензию на осуществление конкретного вида деятельности в области промышленной безопасности;
   - разрешение на применение технических устройств на опасных производственных объектах;
   - договор страхования риска ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасного производственного объекта;
   - документ о регистрации опасного производственного объекта в государственном реестре;
   - проектную документацию на строительство, расширение, реконструкцию, техническое перевооружение, консервацию и ликвидацию опасного производственного объекта;
   - нормативные правовые акты и нормативные технические документы, устанавливающие правила ведения работ на опасном производственном объекте.

1.6. Необходимость разработки декларации промышленной безопасности объекта определяется Федеральным законом от 21.07.1997 N 116-ФЗ О промышленной безопасности опасных производственных объектов. 

1.7. Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект нефтебаз или складов нефтепродуктов, обязана:
   - соблюдать требования федеральных законов и нормативных документов в области промышленной безопасности;
   - обеспечивать укомплектованность штата работников ОПО, удовлетворяющих требованиям;
   - обеспечивать проведение подготовки и аттестации работников в области промышленной безопасности;
   - организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности;
   - обеспечивать наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля;
   - обеспечивать готовность к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии;
   - принимать меры по защите жизни и здоровья работников;
   - обеспечивать защиту объектов от проникновения и несанкционированных действий;
   - выполнять распоряжения федеральных органов исполнительной власти;
   - представлять информацию о выполнении мероприятий по обеспечению промышленной безопасности.

1.8. Обязательность разработки декларации промышленной безопасности опасных производственных объектов, при отсутствии предельного количества опасных веществ, может быть установлена Правительством Российской Федерации.

1.9. Приведение действующих нефтебаз и складов нефтепродуктов в соответствие с требованиями настоящих Правил осуществляется в установленном порядке.

2.2.1. Прием (отпуск) нефтепродуктов по отводящим распределительным трубопроводам (отводам) магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП) должен осуществляться с соблюдением требований, установленных нормативными документами к организации и порядку сдачи нефтепродуктов по отводам магистральных нефтепродуктопроводов.

2.2.2. Сооружения отводов (узлы приема) должны соответствовать требованиям строительных норм и правил к магистральным трубопроводам, складам нефти и нефтепродуктов, противопожарным нормам и нормам технологического проектирования магистральных нефтепродуктопроводов (распределительных нефтепродуктопроводов).

2.2.3. Герметичность задвижек на нулевом километре отвода (начальная точка отвода), концевых задвижек отвода, технологических задвижек у резервуаров потребителей определяется в проекте в соответствии с требованиями государственного стандарта.

2.2.4. Узел подключения концевых задвижек отводов к технологическим трубопроводам потребителя обустраивается:

• двумя стальными отсекающими задвижками на отводе;
• камерой отбора проб с пробоотборником;
• системой канализации с емкостью для слива отбираемых проб;
• манометрами, приборами контроля сортности нефтепродуктов;
• системой электроснабжения для питания электроприводов задвижек и освещения;
• соответствующим ограждением.

2.2.5. Оснащенность контрольно-измерительными приборами (далее – КИП), средствами (приборами) учета, уровень автоматизации отводов определяются действующими нормативными документами по проектированию, автоматизации, телемеханизации разветвленных нефтепродуктопроводов.

2.2.6. Технологические линии от концевых задвижек отвода до приемных резервуаров потребителя должны быть автономными и не иметь тупиковых ответвлений, лишних врезок, перемычек, проходить через узлы задвижек на манифольдах, эстакадах, насосных.

2.2.7. Отпуск нефтепродуктов потребителю по отводу производится только при условии работы МНПП в рабочем режиме.

2.2.8. Во избежание аварийных ситуаций (гидроударов) задвижки на отводе необходимо открывать в следующей последовательности: сначала открываются концевые задвижки отвода, после получения информации об открытии концевых задвижек открываются задвижки на нулевом километре отвода.

2.2.9. После каждой закачки продукта потребителю необходимо произвести обход трассы.

2.2.10. Действия персонала в аварийных ситуациях должны соответствовать разработанным и утвержденным в установленном порядке планам локализации аварийных ситуаций и планам по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов.

2.3.15. Сливные лотки приемно-сливной эстакады (ПСЭ) для мазутов должны выполнятся из несгораемых материалов, перекрываться металлическими решетками, съемными крышками и оборудоваться средствами подогрева слитого топлива. 2.3.16. Приемные емкости ПСЭ мазутных хозяйств оборудуются средствами измерения температуры, уровня, сигнализаторами предельных значений уровня, вентиляционными патрубками, средствами подогрева слитого топлива, перекачивающими насосами, как правило, артезианского типа и ручной кран-балкой. Приемные устройства должны иметь защиту от перелива. 2.3.17. Разогрев застывающих и высоковязких нефтепродуктов в железнодорожных цистернах, сливоналивных устройствах должен производиться паром, нефтепродуктом, нагретым циркуляционным способом, или электроподогревом. При использовании электроподогрева электроподогреватели должны иметь взрывобезопасное исполнение. Для разогрева авиамасел следует применять насыщенный водяной пар, подаваемый в циркуляционную систему или переносные пароперегреватели. 2.3.18. При проведении сливоналивных операций с нефтепродуктами с температурой вспышки паров ниже 61 град. С применение электроподогрева не допускается. 2.3.19. В отдельных обоснованных случаях подогрев высоковязких нефтепродуктов (топочных мазутов) в железнодорожных цистернах допускается с применением перегретого пара ("острого пара"). Обводненный нефтепродукт должен подвергаться обезвоживанию. 2.3.20. В случае использования переносных подогревателей непосредственный контакт теплоносителя с нефтепродуктом не допускается. 2.3.21. Давление пара при использовании переносных пароподогревателей не должно превышать 0,4 МПа (для авиапортов – не более 0,3 МПа). 2.3.22. Разогрев нефтепродуктов в железнодорожных цистернах электрогрелками должен производиться только в сочетании с циркуляционным нагревом в выносном подогревателе (теплообменнике). 2.3.23. Устройство установки нижнего слива (налива) должно соответствовать стандартизированным техническим условиям для установок нижнего слива (налива) нефти и нефтепродуктов железнодорожных вагонов-цистерн. При применении в указанных установках электроподогрева должно быть предусмотрено устройство, отключающее подачу электроэнергии при достижении температуры 90 град. С на поверхности, соприкасающейся с подогреваемым нефтепродуктом. 2.3.24. При использовании переносных электрогрелок последние должны быть оснащены блокировочными устройствами, отключающими их при снижении уровня жидкости над нагревательным устройством ниже 500 мм. 2.3.25. Переносные паровые змеевики и электрогрелки должны включаться в работу только после их погружения в нефтепродукт на глубину не менее 500 мм от уровня верхней кромки подогревателя. Прекращение подачи пара и отключение электроэнергии должно производиться до начала слива. 2.3.26. Налив нефти и нефтепродуктов свободно падающей струей не допускается. Наливное устройство должно быть такой длины, чтобы расстояние от его конца до нижней образующей цистерны не превышало 200 мм. 2.3.27. На сливоналивных железнодорожных эстакадах должны устанавливаться сигнализаторы довзрывных концентраций согласно требованиям нормативных документов. Один датчик сигнализатора довзрывных концентраций должен быть установлен на две цистерны на нулевой отметке вдоль каждого фронта налива и слива. При двухстороннем фронте налива и слива датчики должны располагаться в "шахматном" порядке. 2.3.28. Для контроля давления и температуры наливаемого нефтепродукта на общем коллекторе подачи на эстакаду продукта следует устанавливать приборы измерения этих параметров с выносом показаний в операторную. 2.3.29. Для вновь проектируемых и реконструируемых нефтебаз для налива светлых нефтепродуктов рекомендуется при соответствующем обосновании предусматривать автоматизированную систему налива, проектирование которой должно осуществляться в соответствии с указаниями по проектированию установок тактового налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны. 2.3.30. Сливоналивные эстакады для нефти и нефтепродуктов должны быть защищены от прямых ударов молнии и от электромагнитной индукции. 2.3.31. Для предупреждения возможности накопления зарядов статического электричества и возникновения опасных разрядов при выполнении технологических сливоналивных операций с нефтепродуктами необходимо: – заземление цистерн, трубопроводов, наливных устройств; – ограничение скорости налива в начальной и конечной стадиях налива.

Втомобильные сливоналивные станции

2.4.1. Автомобильные сливоналивные станции должны отвечать требованиям промышленной безопасности, нормам проектирования автоматизированных установок тактового налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, строительным нормам и правилам, стандартам и настоящим Правилам. 2.4.2. Наливная станция или пункт налива должны включать в себя: помещения пункта управления, площадки налива автомобильных цистерн, на которых оборудованы посты налива и наливные устройства. Насосы могут располагаться отдельно от наливных устройств. 2.4.3. Площадки налива автомобильных цистерн объединяются по группам нефтепродуктов и размещаются под навесами. Конструкция навеса должна быть изготовлена из несгораемых материалов. 2.4.4. На станциях и пунктах налива автоцистерн должны применяться посты налива (наливные стояки) и установки автоматизированного налива с местным и автоматизированным управлениями из операторной. 2.4.5. Приводы сливоналивных устройств, применяемые для налива ЛВЖ и ГЖ, при осуществлении операций вручную, гидравликой или пневматикой должны исключать самопроизвольное движение механизмов устройств. 2.4.6. Для налива ЛВЖ с упругостью паров от 500 мм рт.ст. сливоналивные устройства должны снабжаться устройствами отвода паров. 2.4.7. При наливе ЛВЖ и ГЖ должны использоваться телескопические или шарнирно сочлененные трубы. Расстояние от конца наливной трубы до нижней образующей цистерны не должно превышать 200 мм. 2.4.8. Наконечник наливной трубы должен быть изготовлен из материала, исключающего искрообразование при соударениях с котлом цистерны. Конструкция наконечника должна исключать вертикальное падение и разбрызгивание струи продукта в начале операции налива. 2.4.9. В целях исключения перелива продукта через край горловины котла цистерны необходимо применять автоматические предельные ограничители уровня налива, позволяющие автоматически прекращать налив при достижении заданного значения. 2.4.10. Должны быть предусмотрены меры, обеспечивающие полное освобождение наливной трубы от продукта и исключающие возможность его пролива на цистерну при окончании налива. 2.4.11. Для сбора остатков продукта, стекающих с наливной трубы при извлечении ее из цистерны, необходимо применять каплесборник. 2.4.12. Учитывая конструкцию сливоналивных устройств, элементы которых соединены шарнирами с сальниковыми уплотнениями, изготовленными из неметаллических материалов, необходимо каждую смену проверять заземление, не допуская нарушения единого контура. 2.4.13. Для нижнего налива продуктов в автоцистерны авиапредприятий должны применяться соединительные шарнирно сочлененные трубы из алюминия, исключающие искрообразование при стыковке с фланцем автоцистерны. Допускается применение гибких металлорукавов. 2.4.14. На пункте налива с автоматическим управлением топливозаправщика (ТЗ) должно предусматриваться аварийное (ручное) дистанционное отключение насоса. Кнопка аварийного отключения должна быть легко доступна. Система налива авиаГСМ в ТЗ должна обеспечивать их налив снизу, т.е. нижнее наполнение. Налив ТЗ сверху не допускается. 2.4.15. На станциях и пунктах налива нефтепродуктов в автомобильные цистерны должны устанавливаться сигнализаторы довзрывных концентраций. 2.4.16. При превышении концентрации паров нефтепродуктов на станциях и пунктах налива более 20% нижнего концентрационного предела распространения пламени должны быть обеспечены прекращение операции налива и запрет запуска двигателей автомобилей. 2.4.17. Запрещается запуск двигателей автоцистерн, находящихся на оперативной площадке, в случаях пролива (перелива) нефтепродукта до полной уборки пролитого нефтепродукта. 2.4.18. Автоналивные станции должны быть оборудованы специальными устройствами (светофорами, шлагбаумами и т.п.) для предотвращения выезда заполненных нефтепродуктами автоцистерн с опущенными в их горловины наливными устройствами. 2.4.19. Автоцистерны, стоящие под сливом-наливом на автоналивных станциях, должны быть заземлены с наличием блокировки, исключающей возможность запуска насосов для перекачки нефтепродуктов при отсутствии такого заземления.

Ливоналивные причалы

2.5.1. Причальные сооружения по своему устройству и режиму должны отвечать нормативным документам по технологическому проектированию портов и пристаней, требованиям по перевозке нефти и нефтепродуктов на танкерах, по безопасности для нефтяных танкеров и терминалов. 2.5.2. Нефтеналивные суда, прибывающие под слив-налив, должны быть подготовленными к погрузке нефтепродуктов в соответствии с установленными требованиями. 2.5.3. Швартовать наливные суда и плавучие цистерны с легковоспламеняющимися нефтепродуктами стальными тросами запрещается. 2.5.4. Основными частями причальных сооружений являются подходные эстакады, центральные платформы, швартовые фалы и отбойное устройство. Причалы (пирсы) и причальные сооружения должны быть оснащены: – швартовыми устройствами для упора и надежной швартовки судов; – системой трубопроводов, проложенной с берега на причал (пирс); – шлангующими устройствами с автоматизированным приводом для соединения трубопроводов причала со сливоналивными устройствами судов или сливоналивными устройствами – стендерами; – средствами механизации швартовки; – средствами подачи электроэнергии, стационарным и переносным освещением; – средствами связи с судами; – системой автоматической пожарной защиты и спасательными средствами; – устройством для заземления судов; – системой сбора дождевых стоков и аварийных проливов. 2.5.5. Работы по присоединению и отсоединению шлангов на причале должны быть механизированы. 2.5.6. На стационарных и плавучих причалах отбойные устройства должны быть выполнены из эластичных материалов, уменьшающих жесткие удары и исключающих образование искр во время швартовки. 2.5.7. Для контроля за перекачкой на трубопроводе у насосной станции и у стендеров должны быть установлены приборы, контролирующие давление. Показания приборов должны быть выведены в операторную. 2.5.8. При несанкционированных отходах судна от причала должно срабатывать автоматическое устройство аварийного отсоединения стендера. 2.5.9. Для предотвращения пролива нефтепродуктов на технологическую площадку причала (пирса) при аварии, а также отсоединения наливных устройств от приемных патрубков судна наливные устройства должны быть оборудованы быстро закрывающимися клапанами. 2.5.10. Наливная система должна быть оборудована устройствами защиты от гидравлического удара. 2.5.11. Для предупреждения опасных проявлений статического электричества скорость движения нефтепродукта в трубопроводе в начальной стадии заполнения танкера устанавливается проектной организацией. 2.5.12. Нефтепричалы должны быть оборудованы устройствами заземления. 2.5.13. Грузовые и вспомогательные операции могут быть начаты только после окончания работ по заземлению корпуса судна и соответствующих трубопроводов. 2.5.14. Во время грозы и сильного ветра запрещается проведение сливоналивных операций ЛВЖ.

Езервуарные парки

2.6.1. Виды и способы хранения нефти и нефтепродуктов должны соответствовать установленным требованиям к маркировке, упаковке, транспортированию и хранению. Для вновь строящихся и реконструируемых нефтебаз запрещается хранение нефти и нефтепродуктов в заглубленных и подземных резервуарах. 2.6.2. Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от вместимости резервуарных парков и вместимости отдельных резервуаров категорируются в соответствии с требованиями действующих строительных норм и правил. 2.6.3. Конструкция вертикальных стальных резервуаров должна соответствовать установленным требованиям к устройству вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. Для хранения ПВКЖ предусматриваются горизонтальные резервуары и бочки, изготовленные из стали (предпочтительно нержавеющей), без внутреннего оцинкованного или лакокрасочного покрытия. Не допускается хранение ПВКЖ в емкостях, изготовленных из алюминия и его сплавов. 2.6.4. Допускается в обоснованных случаях применять стальные резервуары с защитной стенкой (типа "стакан в стакане"). При этом должен быть обеспечен контроль наличия утечек продукта в межстенное пространство. Такой контроль может осуществляться по прямому (утечкам) или косвенному параметрам (загазованности). При обнаружении нарушения герметичности основного резервуара необходимо вывести его из эксплуатации. 2.6.5. Для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефти и нефтепродуктов стальные вертикальные резервуары, в зависимости от свойств хранимого продукта, должны быть оснащены техническими устройствами, основными из которых являются: – приемо-раздаточные патрубки с запорной арматурой; – дыхательная и предохранительная арматура; – устройства для отбора пробы и подтоварной воды; – приборы контроля, сигнализации и защиты; – устройства подогрева; – противопожарное оборудование; – вентиляционные патрубки с огнепреградителями. Полный комплект устанавливаемых на резервуаре устройств и оборудования и схема их расположения определяются в проектной документации. 2.6.6. Расходные резервуары для авиатоплива должны быть оборудованы плавающими устройствами (ПУВ) для верхнего забора топлива. Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах с плавающей крышей. 2.6.7. Конструкция резервуара и устанавливаемое на нем оборудование, арматура и приборы должны обеспечивать безопасную эксплуатацию резервуаров при: – наполнении, хранении и опорожнении; – зачистке и ремонте; – отстое и удалении подтоварной воды; – отборе проб; – замере уровня, температуры, давления. 2.6.8. Каждый резервуар изготавливается в соответствии с проектом. На каждый резервуар составляется паспорт. На корпус резервуара наносится номер, обозначенный в его паспорте. 2.6.9. Скорость наполнения (опорожнения) резервуаров не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных устройств. 2.6.10. Максимальная производительность наполнения (опорожнения) для резервуаров с плавающей крышей или понтоном ограничивается допустимой скоростью движения понтона (плавающей крыши), которая не должна превышать для резервуаров емкостью до 700 м3 – 3,3 м/ч, для резервуаров емкостью свыше 700 м3 – 6 м/ч. При этом скорость понтона при сдвиге не должна превышать 2,5 м/ч. 2.6.11. Поддержание давления в резервуарах должно осуществляться при помощи дыхательной и предохранительной арматуры. Дыхательная арматура должна выбираться в зависимости от типа резервуара и хранимого продукта. 2.6.12. При установке на резервуарах гидравлических клапанов последние должны быть заполнены трудно испаряющейся, некристаллизующейся, неполимеризующейся и незамерзающей жидкостью. 2.6.13. Дыхательные клапаны должны быть непримерзающими. 2.6.14. На резервуарах, оборудованных дыхательными клапанами, должны устанавливаться предохранительные клапаны равнозначной пропускной способности. Дыхательные и предохранительные клапаны устанавливаются на самостоятельных патрубках. 2.6.15. Материал уплотнителей (затворов) понтонов и плавающих крыш должен выбираться с учетом свойств хранимого продукта и удовлетворять требованиям, регламентированным проектом: долговечности, морозоустойчивости, теплостойкости, проницаемости парами хранимого продукта, воспламеняемости. 2.6.16. Трубопроводная обвязка резервуаров и насосной должна обеспечивать возможность перекачки продуктов из одного резервуара в другой в случае аварийной ситуации. Резервуары ЛВЖ и ГЖ для освобождения их в аварийных случаях от хранимых продуктов оснащаются быстродействующей запорной арматурой с дистанционным управлением из мест, доступных для обслуживания в аварийных условиях. Время срабатывания определяется условиями технологического процесса и требованиями, обеспечивающими безопасность работ. 2.6.17. Для исключения загазованности, сокращения потерь нефтепродуктов, предотвращения загрязнения окружающей среды группы резервуаров со стационарными крышами без понтонов оборудуются газоуравнительными системами или "азотной подушкой". При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой запрещается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными бензинами. 2.6.18. При оснащении резервуаров газоуравнительной системой следует предусматривать средства дистанционного отключения каждого резервуара от этой системы в случае его аварийного состояния (для предотвращения распространения аварийной ситуации по газоуравнительной системе). 2.6.19. При хранении нефтепродуктов под "азотной подушкой" в группах резервуаров последние должны быть оборудованы общей газоуравнительной линией со сбросом через гидрозатвор в атмосферу через "свечу" при "малых" дыханиях и при наполнении резервуаров. 2.6.20. Свеча для сброса паров нефтепродуктов должна располагаться снаружи обвалования или ограждающей стены на расстоянии не менее 5 м от них с подветренной стороны по отношению к зданиям и сооружениям нефтебазы, непосредственно не относящимся к резервуарному парку. Высота свечи должна быть не менее 30 м. 2.6.21. Резервуары с нефтью и нефтепродуктами должны быть оснащены средствами контроля и автоматизации в соответствии с требованиями нормативных документов. 2.6.22. Для удаления подтоварной воды из вертикальных цилиндрических резервуаров, предназначенных для хранения нефтепродуктов, должна быть выполнена система дренирования подтоварной воды. 2.6.23. В целях предотвращения перегрузки системы дренирования при автоматическом сбросе подтоварной воды должна быть выполнена блокировка, исключающая одновременный сброс в нее из нескольких резервуаров. 2.6.24. Резервуары с нефтью и нефтепродуктами должны быть оборудованы пробоотборниками, расположенными внизу. Ручной отбор проб через люк на крыше резервуара не допускается. 2.6.25. Устройство систем измерения уровня и отбора проб должно обеспечивать возможность проверки их работоспособности без демонтажа и освобождения резервуара от продукта. 2.6.26. Контроль уровня нефтепродуктов в резервуарах должен осуществляться контрольно-измерительными приборами. 2.6.27. Резервуарные парки хранения нефти и нефтепродуктов должны оснащаться датчиками сигнализаторов довзрывных концентраций (ДВК), срабатывающими при достижении концентрации паров нефтепродукта 20% от нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПР). Число и порядок размещения датчиков сигнализаторов ДВК должны определяться видом хранящихся продуктов (ЛВЖ, ГЖ), условиями их хранения, объемом единичных емкостей резервуаров и порядком их размещения в составе склада (парка). 2.6.28. Датчики ДВК должны устанавливаться по периметру обвалования складов (парков) с внутренней стороны на высоте 1,0 – 1,5 м от планировочной отметки поверхности земли. 2.6.29. Расстояние между датчиками сигнализаторов не должно превышать 20 м при условии радиуса действия датчика не более 10 м. При смежном расположении групп емкостей и резервуаров или отдельных резервуаров в собственном обваловании (ограждении) установка датчиков сигнализаторов по смежному (общему для двух групп) обвалованию (ограждению) не требуется. 2.6.30. Датчики ДВК должны устанавливаться в районе узла запорно-регулирующей арматуры склада (парка), расположенного за пределами обвалования. Количество датчиков сигнализаторов должно выбираться в зависимости от площади, занимаемой узлом, с учетом допустимого расстояния между датчиками не более 20 м, но не менее двух датчиков. Датчики сигнализаторов НПВ следует располагать противоположно по периметру площадки узла на высоте 0,5 – 1,0 м от планировочной отметки земли. 2.6.31. Для хранения мазута используются железобетонные и металлические горизонтальные и вертикальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей. Допускается установка электрифицированной арматуры на трубопроводах в пределах обвалования этих резервуаров. 2.6.32. Оборудование, устанавливаемое на типовом резервуаре, должно соответствовать данному типу резервуара. Применение другого оборудования допускается при согласовании с разработчиком проекта. 2.6.33. При хранении высоковязких и застывающих нефтепродуктов следует предусматривать их подогрев. Выбор вида теплоносителя осуществляется проектной организацией в зависимости от вида хранимого или перекачиваемого продукта, его физико-химических свойств и показателей взрывопожароопасности, климатических условий, типа резервуаров для хранения. 2.6.34. Разогрев мазута в резервуарах следует принимать, как правило, циркуляционным. Допускается применение местных паровых разогревающих устройств (регистров, змеевиков), устанавливаемых в районе забора мазута (всаса). При расположении внутри резервуара парового разогревающего устройства снаружи резервуара должны быть предусмотрены штуцеры для дренажа и воздушника с запорными устройствами для дренирования конденсата при необходимости. 2.6.35. Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов в закрытом тигле не менее чем на 15 град. С и не превышать 90 град. С. Температура подогреваемого в резервуаре нефтепродукта должна постоянно контролироваться с регистрацией показаний в помещении управления (операторной). 2.6.36. При подогреве нефтепродукта с помощью пароподогревателей давление насыщенного пара не должно превышать 0,4 МПа (4 кгс/см2). 2.6.37. Подвод трубопроводов пара и конденсатопроводов должен осуществляться в соответствии с требованиями нормативных документов по тепловым сетям и устройству и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. 2.6.38. Подогреватели следует выполнять из стальных бесшовных труб. 2.6.39. При хранении в резервуарах нефти, мазута для предотвращения накопления осадков следует предусматривать систему размыва. 2.6.40. Установка электрооборудования и прокладка электрокабельных линий внутри обвалования резервуаров не допускается, за исключением выполненных взрывозащищенными системы электроподогрева, устройств для контроля и автоматики, а также приборов местного освещения. При соответствующем обосновании допускается установка мешалок с электроприводом во взрывозащищенном исполнении. 2.6.41. Запорное устройство, устанавливаемое непосредственно у резервуара, должно быть с ручным приводом и дублироваться электроприводными задвижками, установленными вне обвалования. 2.6.42. Общее освещение резервуарных парков должно осуществляться прожекторами. Прожекторные мачты устанавливаются на расстоянии не менее 10 м от резервуаров, но во всех случаях вне обвалования или ограждающих стен. 2.6.43. Для обеспечения электростатической безопасности нефтепродукты должны заливаться в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности). При заполнении порожнего резервуара нефть (нефтепродукты) должны подаваться со скоростью не более 1 м/с до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши). 2.6.44. Каждая эксплуатирующая организация должна иметь инструкцию по эксплуатации и техническому надзору, методам ревизии и отбраковки резервуаров.