Прием, хранение и отпуск нефтепродуктов. Основные физико-химические свойства нефтепродуктов, оказывающие влияние на технологию хранения и сливно-наливные операции, - испаряемость, давление насыщенных паров, вязкость, плотность, теплоемкость, теплопроводно

ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ (а. storage of crude oil and oil products; н. Speicherung von Erdol und Erdolerzeugnise; ф. stockage du petrole et des produits petroliers; и. almacenamiento de petroleo у de derivados de petroleo) — содержание резервных запасов нефти и нефтепродуктов в условиях, обеспечивающих их количественную и качественную сохранность в течение установленного времени. Предусматривается при необходимости компенсации неравномерности потребления, оперативного и народно-хозяйственного резервирования. Иногда хранение нефти и нефтепродуктов совмещается с другими технологическими операциями (обезвоживание, обессоливание нефти , смешение, подогрев и т.д.). Осуществляется в ёмкостях на нефтепромыслах, перекачивающих станциях и наливных станциях магистральных нефте- и продуктопроводов, сырьевых и товарных парках нефтеперерабатывающих заводов; в ёмкостях и мелкой таре на нефтебазах и автозаправочных станциях.

Складские предприятия для хранения нефти и нефтепродуктов разделяются на самостоятельные и входящие в состав других предприятий (см. , нефтехранилище , ). Величина суммарного объёма резервуарной ёмкости хранилища зависит от грузооборота нефти и нефтепродуктов, интенсивности и характера основных технологических операций, назначения и географического расположения объекта. В основу расчёта ёмкости по сортам нефтепродуктов принимается их годовой грузооборот и графики (планы) завоза и вывоза в местной реализации. Объём хранилищ нефти и нефтепродуктов принимают по нормам технологического проектирования, равным несколько суточным производительностям объекта.

Отношение годового грузооборота по данному нефтепродукту (в м 3 /год) к суммарному объёму установленной ёмкости называется среднегодовым коэффициент оборачиваемости резервуаров, значение которого колеблется от 0,5 до 150 в год. Коэффициент оборачиваемости характеризует степень использования резервуаров, с его увеличением снижается стоимость перевалки нефтепродукта через нефтебазу. Малые значения коэффициента оборачиваемости обычно имеют речные и морские нефтебазы, расположенные в замерзающих портах, большие — перевалочные железнодорожные нефтебазы, а особенно — расположенные в начале и конце нефтепродуктопроводов. Коэффициент оборачиваемости резервуаров промыслов от 2 до 5 в год, товарных парков НПЗ, ПС, АЗС — обычно 100-150 в год.

Емкости для хранения нефти и нефтепродуктов сооружают из несгораемых материалов в наземном, подземном и полуподземном исполнении (см. нефтяной резервуар). Наибольшее распространение получили наземные вертикальные стальные цилиндрические резервуары (тип PBC), на мелких нефтебазах и АЗС — подземные и наземные горизонтальные цилиндрические резервуары (тип РГС), для хранения нефти и мазута — железобетонные резервуары (тип ЖБР).

Широко распространены резервуары типа PBC низкого давления со щитовой, конической и сферической кровлей и плоским днищем, так называемые атмосферные. Это в основном типовые резервуары (изготовляются на заводе в виде рулонов, а на месте установки их монтируют на подготовленном фундаменте), рассчитанные на внутреннем избыточное давление до 0,002 МПа и вакуум до 0,00025 МПа; сооружаются объёмом 100-120 000 м 3 . Для нефти и нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров резервуары оборудуются внутренним понтоном (рис. 1) или плавающей крышей (рис. 2) вместо стационарной.

Резервуары типа РГС в отличие от вертикальных изготовляют, как правило, на заводах объёмом 3-100 м 3 и поставляют на место установки в готовом виде; используют для хранения различных нефтепродуктов и малых количествах. По сравнению с резервуарами типа PBC они более металлоёмки, но хранить нефтепродукты в них можно под высоким избыточным давлением и вакуумом. Типовые резервуары РГС выдерживают избыточное давление до 0,07 МПа и вакуум до 0,001 МПа; их габаритные размеры принимаются с учётом возможности транспортировки в готовом виде железнодорожным транспортом. Резервуары устанавливают под землёй на глубину не более 1,2 м от поверхности площадки. При необходимости самотёчного отпуска нефтепродукта или когда затруднена подземная установка из-за высокого стояния грунтовых вод физических свойств нефти или нефтепродуктов, давления насыщенных паров. Правильная и безопасная эксплуатация резервуаров и хранилищ обеспечивается специальным оборудованием, монтируемым на них, и поддержанием его, а рабочем состоянии в соответствии с правилами технической эксплуатации . Для охраны окружающей среды вокруг хранилищ нефти и нефтепродуктов организуют санитарно-защитные зоны.

1.Нефтепродукты на АЗС хранятся в подземных и наземных металлических резервуарах и таре.

2.Все изменения в расположении резервуаров, колонок, трубопроводов и арматуры должны производиться в соответствии с документацией, утвержденной главным инженером предприятия, которому подчиняется АЗС, и вноситься в технологическую схему АЗС.

3. Уровень масла в заполненном резервуаре при подогреве должен поддерживаться на 150-200 мм ниже предельного.

4.Хранение легковоспламеняющихся жидкостей в мелкой расфасовке разрешается в количестве, необходимом для пятисуточной продажи, за исключением тормозной жидкости, запасы которой в торговом зале не должны превышать 20 бутылок.

5.Начальник или оператор АЗС должен ежедневно осматривать склады, проверяя состояние тары и упаковки.

6.Технические средства сбора отработанных нефтепродуктов должны обеспечивать их сохранность при хранении, транспортировке и приемо-сдаточных операциях.

Принятые отработанные нефтепродукты допускается хранить в любых маркированных и градуированных резервуарах, а также в бочках и бидонах.

1.Расфасованные в мелкую тару нефтепродукты выставляют в витрине для ознакомления потребителей с ассортиментом, ценой отпускает их оператор АЗС.

2. Оператор, отпускающий нефтепродукт, обязан:

1. следить за исправностью и нормальной работой колонок;
2. требовать от водителя заправляемого транспорта наблюдения за ходом заправки, не допуская переливов нефтепродуктов и нарушения правил пожарной безопасности на АЗС;
3. проверять наличие и исправность пломб по схеме, указанной в формуляре данной колонки;
4. поддерживать чистоту на территории и внутри помещения АЗС.

3. Проверка топливораздаточных колонок.

4.Топливо из образцового мерника при ежесменной проверке точности работы топливораздаточной колонки необходимо сливать в бак владельца автотранспортного средства, предварительно получив его согласие на слив, при этом заполнение мерника и проверка дозы осуществляются в присутствии водителя заправляемого автомобиля. Бензин из мерника, недолитого на величину, превышающую допустимого погрешность колонки, в бак автотранспортного не сливается. Колонку необходимо отключить и отрегулировать. Бензин из недолитого мерника следует слить в резервуар, оформив это актом с указанием причины и показаний счетчика колонки. О результатах государственной поверки делают запись в паспорте и журнале учета ремонта оборудования.

5. Отпуск нефтепродуктов через колонку с погрешностями запрещается.

Весь автотранспорт заправляется нефтепродуктами в порядке очереди, за исключением автомобилей специального назначения (автомобили пожарной охраны, милиции, скорой помощи, хлебные и молочные, снегоуборочные, связи; автомобили, занятые междугородными перевозками грузов, рейсовые маршрутные автобусы), а также индивидуальных автомобилей инвалидов труда, участников войны. Автомобили, перевозящие скоропортящиеся продукты, заправляются вне очереди без ограничения.

Директор предприятия несет ответственность за бесперебойное обеспечение АЗС необходимым ассортиментом нефтепродуктов. Начальник, мастер или старший оператор АЗС несут ответственность за своевременное представление заявок на завоз нефтепродуктов на АЗС.

К атегория:

Промышленные материалы

Прием, хранение и отпуск нефтепродуктов

Жидкое топливо, растворители и смазочные масла поступают на базы и склады в железнодорожных цистернах, морских и речных танкерах, баржах, судах, автоцистернах, автозаправщиках и по трубопроводам. Прием и отпуск жидких продуктов производится с помощью сливных и наливных эстакад, трубопроводов и насосных станций. При получении вязких нефтепродуктов их подогревают.

Резервуары и хранилища для жидких нефтепродуктов бывают различными по форме (вертикальные и горизонтальные цилиндрические, прямоугольные, сфероидальные), материалу (металлические, железобетонные, резинотканевые), месту установки (наземные, полуподземные и подземные),способу изготовления (сварные, клепаные и специальных конструкций), виду хранимого продукта (для светлых нефтепродуктов, темного топлива и масел).

Для хранения светлых нефтепродуктов применяют емкости, одотвращающие испарение; для хранения темного топлива и ПР1сел используются менее оборудованные резервуары. М Небольшие количества жидких нефтепродуктов хранят в бочках контейнерах, бидонах, канистрах.

Для отпуска жидких продуктов на складах устраиваются различные площадки или помещения, оснащенные специальным оборудованием. Заправку транспортных средств и машин горючими и смазочными материалами производят автозаправочные станции - АЗС , оснащенные топливораздаточными и маслораздаточными колонками, счетчиками, раздаточными кранами, мерниками и другим оборудованием.

Смазочные материалы хранят в наземных или подземных маслохранилищах, в резервуарах. Смазки и некоторые масла поступают и хранятся в металлических и деревянных бочках, бидонах и банках, которые укладывают на металлические стеллажи.

При хранении нефтепродуктов необходимо соблюдать правила по технике безопасности и промышленной санитарии. Все работники нефтебаз и складов должны быть обеспечены спецодеждой, сдецобувью и защитными приспособлениями. Помещения должны проветриваться и иметь приточно-вытяжную вентиляцию. В помещениях, где хранится или отпускается этилированный бензин, запрещается принимать пищу.

На нефтебазах и складах должны строго соблюдаться правила противопожарной безопасности, должны быть пеногенераторы, огнетушители, песок и другие средства.

Определение количества жидких топлив и масел. Количество топлив и масел определяют с помощью взвешивания и замера объема. Для этого используются различные весы: сотенные, платформенные, железнодорожные и автомобильные.

Путем замера объема определяют массу жидких материалов, поступивших в железнодорожных цистернах, баржах, а также хранящихся в стационарных резервуарах. Объем продукта определяется с помощью замерных калибровочных таблиц, в которых указывается объем жидкости (л) на каждый сантиметр налива. Умножая объем на плотность продукта при температуре замера, определяют массу продукта (кг).

Высоту налива продукта определяют с помощью специальных приборов (рис. 27).

Металлические метрштоки (длина 3 м) состоят из телескопически соединенных трех звеньев труб, на поверхности которых нанесены миллиметровые деления.

Рулетка стальная замерная с лотом предназначена для замера уровня жидкости в высоких резервуарах. Лот - груз, обеспечивающий погружение стальной ленты замерной рулетки на дно резервуара и ее натяжение. Высоту налива жидкости в резервуарах измеряют также и таврорейкой. Применяются и дистанционные указатели уровня.

Водочувствительные ленты и пасты служат для определения наличия и высоты слоя воды, находящейся под жидким продуктом на дне резервуара. При погружении ленты в резервуар вода растворяет краску на ленте(или пасту), и таким образом определяется высота налива воды.

Плотность жидкого продукта определяют с помощью нефте-денсиметров или ареометра и фиксируют температуру продукта в момент замера.

Для определения объема находящегося в резервуаре продукта используют посантиметровую замерную калибровочную таблицу, позволяющую быстро и точно определить количество жидкости в резервуаре по высоте налива.

Количество жидкости в трубопроводах определяют путем умножения 1 м3 трубы на общую длину трубопровода.

Для определения количества жидкостей могут применяться бензосчетчики, бензиномеры различных типов.

Виды и нормы естественной убыли.

5.4. Хранение нефтепродуктов в таре

5.4.1. Хранение нефтепродуктов в таре осуществляют в специально оборудованных складских зданиях, под навесом и на открытых площадках. Способ хранения принимают в зависимости от климатических условий, физико-химических свойств хранимых нефтепродуктов, вида тары. Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов, а также нефтепродуктов в деревянной таре на открытых площадках не допускается. Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов под навесом может быть допущено в исключительных случаях, при соответствующем обосновании. Вид тары для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510. 5.4.2. Горючие нефтепродукты в таре допускается хранить в одноэтажных подземных сооружениях. На предприятиях III категории с общим объемом резервуаров до 20000 м 3 включительно допускается хранить нефтепродукты с температурой вспышки выше 120 °С в количестве до 60 м 3 в подземных сооружениях из сгораемых материалов при условии засыпки этих сооружений слоем земли (с уплотнением) толщиной не менее 0,2 м и устройства пола из несгораемых материалов. 5.4.3. Предприятия, затаривающие нефтепродукты в металлические бочки, должны оснащаться автоматизированными и механизированными средствами по обработке бывшей в употреблении транспортной тары (очистка, пропарка, промывка, просушка, проверка на герметичность и окраска), а также оборудованием по производству мелкого и среднего ремонта. Требования к отремонтированным бочкам регламентированы РСТ РСФСР 771-90. 5.4.4. Вновь изготовляемая металлическая тара должна иметь внутреннее маслобензостойкое и паростойкое защитное покрытие, обеспечивающее электростатическую искробезопасность. Допускается по согласованию с потребителем затаривать нефтепродукты в тару разового использования, не имеющую внутреннего защитного покрытия. 5.4.5. После налива нефтепродуктов тара должна быть снаружи чистой и сухой, за исключением тары, покрытой консервационными смазками. Нефтепродукты, поставляемые в районы Крайнего Севера, должны упаковываться согласно ГОСТ 15846. 5.4.6. Складские здания и площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны быть оснащены средствами механизации для погрузочно-разгрузочных и транспортных операций. 5.4.7. Капитальные сооружения (хранилища) для хранения нефтепродуктов в таре должны иметь: подъездные пути для автомобилей и механических погрузчиков; эстакады для погрузки (выгрузки) тарных нефтепродуктов из железнодорожных вагонов; систему вентиляции, обеспечивающую 2-3-хратный обмен воздуха; не менее двух дверей (ворот). Окна хранилищ оборудуются металлическими решетками; стекла на солнечной стороне окрашиваются в белый цвет. Полы в хранилищах должны быть выполненыиз негорючих материалов, иметь уклоны для стока разлитых нефтепродуктов и специальные приемники. Хранилища должны быть оборудованы средствами механизации для работ по погрузке (выгрузке), необходимыми контрольно-измерительными приборами и приспособлениями. Стеллажи и штабеля с затаренными нефтепродуктами должны быть пронумерованы и установлены с учетом обеспечения свободного доступа к таре и применения необходимых средств механизации. В хранилищах должна иметься следующая документация: план хранилища со схемой размещения стеллажей и штабелей; картотека на хранимые нефтепродукты; инструкции для обслуживающего персонала. 5.4.8. Площадки (открытые и под навесами) для хранения нефтепродуктов в таре должны быть с твердым грунтом и уклоном для стока поды. По периметру площадок должно предусматриваться замкнутое обвалование или ограждающая стенкаиз негорючих материалов высотой 0,5 м. В местах прохода или проезда на площадку должны предусматриваться пандусы. 5.4.9. При хранении нефтепродуктов в таре (бочках, канистрах, ящиках и др.) в складских зданиях и под навесами следует соблюдать следующие условия: высота стеллажей или штабелей поддонов - не более 5,5 м; размещение тары на каждом ярусе стеллажа - в один ряд по высоте и в два ряда по ширине; ширина штабеля - из условия размещения не более четырех поддонов; ширина проездов между стеллажами и штабелями - в зависимости от габаритов применяемых средств механизации, но не менее 1,4 м; проходы между стеллажами и штабелями - шириной 1 м; расстояние от верха тары до потолка - не менее 1 м; расстояние от стенки до штабеля - 0,8 м. 5.4.10. При хранении нефтепродуктов в таре на открытых площадках следует соблюдать следующие условия: количество штабелей тары с нефтепродуктами - не более шести; размеры штабеля, не более: длина - 25 м; ширина - 15 м; высота 5,5 м; укладка тары и поддонов в штабеля - в два ряда с проходами и проездами между ними в соответствии с 5.4.9; расстояние между штабелями на площадке - 5 м, между штабелями соседних площадок - 15 м. 5.4.11. Металлические бочки следует хранить в положении лежа (наливное отверстие расположено на корпусе) и стоя (отверстие расположено в дне). Бочки укладывают штабелями не более пяти ярусов. Бочки нижнего яруса укладывают на деревянные подкладки толщиной не менее 100 мм. 5.4.12. Порожняя металлическая и деревянная тара, бывшая в употреблении и загрязненная нефтепродуктами, должна храниться на открытых площадках. Количество штабелей порожних бочек по высоте - не более четырех. Горловины бочек должны быть закрыты пробками, а у бочек со съемным дном должна быть приклеена прокладка, установлены съемное дно и стяжной обруч. 5.4.13. Складские помещения, в которых нормами технологического проектирования температура внутреннего воздуха не нормируется или допускается ниже 0 °С, не отапливаются. 5.4.14. Электротехнические установки и осветительная сеть в складских помещениях должны отвечать требованиям ПУЭ. Не допускается транзитная открытая прокладка проводов и кабелей через складские помещения. 5.4.15. Погрузку и выгрузку грузов, поступающих железнодорожным и автомобильным транспортом, выполняют на закрытых, с навесом или открытых грузовых платформах, исходя из требований технологии хранения грузов и защиты их от атмосферных воздействий. Длина и ширина грузовых платформ для выгрузки и погрузки тарных нефтепродуктов в железнодорожный и автомобильный транспорт должны соответствовать грузообороту, вместимости хранилища, а также габаритам применяемых транспортных средств. 5.4.17. В тарных хранилищах запрещается отпускать нефтепродукты, хранить укупорочные материалы, пустую тару и другие посторонние предметы. Вокруг тарного хранилища необходимо иметь отмостки и водоотводные каналы с уклоном для стока воды. Водоотводные лотки, трубы, отмостки должны содержаться исправными и периодически очищаться. 5.4.18. Тарные хранилища должны ежесуточно осматриваться ответственным работником нефтебазы. При осмотре проверяется состояние укупорки тары. При наличии течи принимаются меры к ее устранению.

6. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБЪЕКТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ

6.1. Общие положения

6.1.1. На нефтебазах эксплуатируется большое количество сооружений и оборудования, предназначенных для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов. 6.1.2. При эксплуатации нефтебаз сооружения и оборудование должны соответствовать требованиям нормативных документов и находиться в исправном состоянии. Запрещается эксплуатация сооружений, оборудования, механизмов, инструмента в неисправном состоянии, а также при нагрузках и давлениях выше паспортных. 6.1.3. Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт сооружений и оборудования на нефтебазах должны осуществляться в строгом соответствии с требованиями нормативно-технических документов на эти сооружения и оборудование, "Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения" ВППБ 01-01-94, "Правил по охране труда при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций" ПОТ РО-112-001-95 и настоящих Правил. 6.1.4. Для применяемого в технологическом процессе основного оборудования проектной организацией должен устанавливаться допустимый срок службы (ресурс), а для трубопроводов и арматуры - расчетный срок эксплуатации, что должно отражаться в проектной документации и техническом паспорте. 6.1.5. Пуск в эксплуатацию модернизированного или вновь смонтированного оборудования осуществляется комиссией после проверки соответствия его проекту и нормативной документации. 6.1.6. При обнаружении в процессе технического освидетельствования, монтажа или эксплуатации несоответствия оборудования требованиям нормативных документов, оно не должно быть допущено к эксплуатации. Изменение в конструкцию оборудования может быть внесено только по согласованию с организацией-разработчиком (организацией-проектировщиком) этого оборудования.

6.1. Резервуары

6.2.1. Эксплуатация резервуаров, их техническое обслуживание, ремонт и приемка новых резервуаров должны осуществляться в соответствии с требованиями "Правил технической эксплуатации резервуаров и руководством по их ремонту". 6.2.2. Резервуары следует размещать в резервуарных парках группами. При расширении, реконструкции и модернизации резервуарных парков нефтебаз необходимо руководствоваться требованиями, изложенными в СНиП 2.11.03-93. 6.2.3. Основание резервуара следует защищать от размыва атмосферными водами, обеспечивать беспрепятственный их отвод с площадки резервуарного парка или от отдельно стоящего резервуара к устройствам канализации. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара. Разность отметок диаметрально противоположных точек днища эксплуатируемых резервуаров не должна превышать 150 мм. 6.2.4. По периметру каждой группы наземных резервуаров должно быть замкнутое земляное обвалование шириной по верху не менее 0,5 м или ограждающая стена из негорючих материалов, рассчитанные на гидростатическое давление разлившейся жидкости. Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальной вместимостью до 10000 м 3 и 1,5 м для резервуаров вместимостью 10000 м 3 и более. Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающих стен следует принимать не менее 3 м от резервуаров вместимостью до 10000 м 3 и 6 м - от резервуаров вместимостью 10000 м 3 и более. Группа из резервуаров вместимостью 400 м 3 и менее общей вместимостью до 4000 м 3 , расположенная отдельно от общей группы резервуаров (за пределами ее внешнего обвалования), должна быть ограждена сплошным земляным валом или стеной высотой 0,8 м при вертикальных резервуарах и 0,5 м при горизонтальных резервуарах. Расстояние от стенок этих резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования не нормируется. 6.2.5. Приемку нового резервуара в эксплуатацию после монтажа осуществляет специальная комиссия из представителей строительной и монтажной организаций, заказчика, представителя пожарной охраны и других заинтересованных организаций. 6.2.6. Герметичность всех швов днища проверяют с помощью вакуум-камеры, а швов прочих частей резервуара - керосином. При необходимости следует применять контроль сварных соединений просвечиванием, проникающим излучением или ультразвуковой дефектоскопией. 6.2.7. Приемку резервуаров в эксплуатацию проводят после гидравлических испытаний резервуаров с установленным на них оборудованием, внешнего осмотра и установления соответствия представленной документации требованиям проекта. 6.2.8. Обнаруженные при внешнем осмотре дефекты необходимо устранить до проведения испытаний элементов резервуара на герметичность посредством вырубки и выплавки соответствующих участков швов с последующей сваркой. Подчеканка сварных соединений не допускается. 6.2.9. Перед проведением гидравлических испытаний резервуаров необходимо завершить работы по устройству ливневой канализации. Перед началом наполнения резервуара с колодца ливневой канализации следует снять крышки, а вокруг колодца соорудить ограждение. 6.2.10. Испытание резервуаров на герметичность должно проводиться заполнением их водой до высоты, предусмотренной проектом. 6.2.11. Испытания резервуаров на прочность проводят только на расчетную гидравлическую нагрузку. При испытании резервуаров низкого давления принимается размер избыточного давления на 25 %, а вакуум на 50 % больше проектной величины, если в проекте нет других указаний. Продолжительность нагрузки 30 мин. 6.2.12. При приемке из монтажа резервуаров с металлическими или синтетическими понтонами необходимо проверить: величину зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и плотность прилегания кольцевого затвора, затворов направляющих труб, труб ручного замера уровня, сниженного пробоотборника ПСР и центральной стойки; состояние швов и материалов ковра (непровары, разрывы; трещины, посторонние включения, расслоения и вздутия не допускаются); состояние коробов, поплавков; наличие крепления заземления; крепление секций затвора с кольцом жесткости; соединение полос сетки между собой и заделку концов сетки по периметру; наличие защиты от статического электричества; работоспособность конструкции затвора; работоспособность дренажных устройств; работоспособность уровнемера, пробоотборника. 6.2.13. Если при изготовлении или монтаже понтона были допущены отступления от проекта или рекомендаций организации-разработчика, приемку следует производить в присутствии представителя организации-разработчика. 6.2.14. Гидравлические испытания резервуаров с понтонами (плавающими крышами) необходимо проводить до установки уплотняющих затворов. При этом необходимо в резервуарах с плавающими крышами тщательно наблюдать за работой подвижной лестницы, дренажного устройства и другого оборудования. Скорость подъема (опускания) понтона или плавающей крыши при гидравлических испытаниях не должна превышать эксплуатационную. В начальный период наполнения резервуара водой необходимо следить через люк-лаз за подъемом понтона. Движение понтона плавающей крыши должно быть плавное, без заеданий, рывков, шума и попадания жидкости на поверхность понтона. 6.2.15. Эксплуатируемые на нефтебазах резервуары подразделяются на вертикальные стальные цилиндрические и горизонтальные стальные цилиндрические, а также на: типовые вертикальные стальные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 20000 м 3 со стационарной крышей, рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа; с понтоном или плавающей крышей без давления; резервуары, предназначенные для эксплуатации в районах Крайнего Севера. 6.2.16. Горизонтальные надземные и подземные резервуары рассчитаны на избыточное давление 0,07 МПа при конических днищах и 0,04 МПа - при плоских днищах. 6.2.17. Каждый эксплуатирующийся резервуар должен: соответствовать типовому проекту, иметь технический паспорт; быть постоянно оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренным типовым проектом и отвечающим соответствующим нормативным документам; иметь порядковый номер, четко написанный на корпусе согласно технологической схеме резервуарного парка; номер заглубленного резервуара должен быть указан на специально установленной табличке. 6.2.18. На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта в соответствии с Приложением 4. 6.2.19. Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота (высотный трафарет), т.е. расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего края замерного люка или замерной трубы в постоянной точке измерения. Величину базовой высоты следует проверять ежегодно и оформлять актом, утвержденным руководством нефтебазы. 6.2.20. Для вертикальных стальных цилиндрических резервуаров предусматривается следующее оборудование: дыхательные клапаны; предохранительные клапаны; огневые предохранители; приборы контроля и сигнализации; противопожарное оборудование; приемо-раздаточные патрубки; сифонный водоспускной кран; люки-лазы; люки световые; люки замерные. Горизонтальные резервуары оснащаются дополнительно стационарно встроенным оборудованием: подогревателями нефтепродуктов; лестницами; измерительными трубами и другими необходимыми устройствами. 6.2.21. Основное оборудование и арматура должны подвергаться профилактическому осмотру в следующие сроки: дыхательный клапан - не реже двух раз в месяц в теплое время года и не реже одного раза в 10 дней при отрицательной температуре окружающего воздуха; предохранительный гидравлический клапан - не реже двух раз в месяц в теплое время года и не реже одного раза в 10 дней при отрицательной температуре окружающего воздуха; огневой предохранитель - при положительной температуре воздуха - один раз в месяц, а при отрицательной - один раз в 10 дней; вентиляционный патрубок - один раз в месяц; пенокамеры и пеногенераторы - один раз в месяц; прибор для измерения уровня и отбора средней пробы, ограничитель уровня - не реже одного раза в месяц; приемо-раздаточные патрубки - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц; перепускное устройство на приемо-раздаточном патрубке - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц; задвижки (запорные) - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц; люк замерный, люк световой - при каждом пользовании, но не реже одного раза в месяц (люки световые без вскрытия); сифонный кран - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц. Результаты осмотра и устраненные неисправности оборудования и арматуры резервуаров заносят в журнал по форме, утвержденной руководством нефтебазы. 6.2.22. Для обеспечения нормальной работы дыхательных клапанов в зимний период года необходимо регулярно очищать их от инея, слой которого может достигать нескольких сантиметров и может привести к примерзанию тарелок к седлам и перекрытию сечения клапана. В таких случаях осмотр и очистку клапанов необходимо производить через 3-4 дня, а иногда и чаще в зависимости от минимальной температуры окружающего воздуха и условий эксплуатации. 6.2.23. Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтепродуктами с температурой ниже 0 °С, следует оснащать непримерзающими дыхательными клапанами. 6.2.24. Специальные средства для сокращения потерь нефтепродуктов должны применяться в соответствии с проектной документацией и на основе технико-экономического обоснования. Пропускная способность дыхательной арматуры должна определяться в зависимости от максимальной подачи нефтепродукта при заполнении или опорожнении резервуара с учетом температурного расширения паровоздушной смеси, а также с учетом пропарки резервуара перед зачисткой. 6.2.25. Металлические резервуары должны периодически зачищаться: не менее двух раз в год - для реактивного топлива, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов; не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и масел с присадками; не менее одного раза в два года - для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и других аналогичных им по свойствам нефтепродуктов. Резервуары для мазутов, моторных топлив и других аналогичных по свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования. 6.2.26. Резервуары зачищают также при необходимости: смены сорта хранящегося нефтепродукта; освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды; очередных или внеочередных ремонтов, а также при проведении полной комплексной дефектоскопии. 6.2.27. Зачистку резервуаров от остатков нефтепродуктов следует производить механизированным способом с применением специальных средств и устройств, которые должны отвечать требованиям противопожарной безопасности. 6.2.28. Зачистка резервуаров должна выполняться в соответствии с действующей "Инструкцией по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов" с соблюдением "Правил по охране труда при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций" ПОТ РО-112-001-95 и "Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения" ВППБ 01-01-94. 6.2.29. На производство зачистных работ оформляется наряд-допуск на выполнение работ повышенной опасности по установленной форме. К наряду-допуску должны быть приложены схемы обвязки и установки зачистного оборудования, утвержденные руководством нефтебазы по согласованию с начальником пожарной охраны. 6.2.30. В зависимости от назначения зачистки резервуара его дегазацию необходимо обеспечивать до содержания паров нефтепродуктов: в соответствии с ГОСТ 12.1.005, не более 0,1 г/м 3 - для резервуаров из-под бензинов перед их ремонтом с применением огневых работ и другими работами, связанными с пребыванием работников в резервуаре без защитных средств; не более 2,0 г/м 3 (5% НПВ) при выполнении огневых работ без пребывания работников внутри резервуара; не более 8,0 г/м 3 (20% НПВ) - для резервуаров из-под светлых нефтепродуктов перед их осмотром, ремонтом (без применения огневых работ), окрашиванием, градуировкой с доступом работников внутрь резервуара (в защитных средствах); не более 12,5 г/м 3 (50% НПВ) - при выполнении указанных работ без доступа работников внутрь резервуара. Работы, связанные с пребыванием работников внутри резервуара, рекомендуется выполнять при наличии вытяжной вентиляции. 6.2.31. Бригада может приступить к работе внутри резервуара в присутствии ответственного лица только после получения акта готовности резервуара к зачистным работам. Перед допуском рабочих в резервуар производится контрольный анализ воздуха на содержание в нем паров нефтепродуктов и других газов. Результаты анализа оформляются справкой по форме Приложения 5 и заносятся в журнал учета анализов концентрации паров углеводородов и других газов по форме Приложения 6. Допуск в резервуар разрешается при концентрации паров нефтепродуктов ниже ПДК в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005. 6.2.32. По окончании зачистных работ составляется акт на выполненную зачистку резервуара по установленной форме. 6.2.33. Ремонт резервуаров с ведением огневых работ может быть начат только после оформления наряда-допуска на выполнение работ повышенной опасности и акта о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ. 6.2.34. Работы по антикоррозионной защите наружной и внутренней поверхностей резервуаров выполняются в соответствии со специальными инструкциями по нанесению защитных покрытий. В качестве антикоррозионных покрытий внутренней поверхности резервуаров с нефтепродуктами применяются эмали марок ХС-717, ХС-5132, ХС-928. В качестве атмосферостойких покрытий наружных поверхностей резервуаров применяются эмали марок ПФ-5135, ПФ-115 (белая), ЭФ-5144, АК-1102, АК-194, МС-17 (серая), АС-115 и др. Защиту от коррозии наружной поверхности технологических трубопроводов следует производить полимерными покрытиями в соответствии с требованиями ГОСТ 25812, а защиту от коррозии внутренней поверхности трубопроводов - с помощью бензостойких токопроводящих эмалей типа ХС или с помощью металлизационных покрытий (алюминиевых или цинковых). 6.2.35. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их технического состояния в соответствии с "Руководством по обследованию и дефектоскопии стальных вертикальных резервуаров". Обследование и дефектоскопию резервуаров выполняют специализированные бригады, подготовленные к выполнению определенного комплекса работ и оснащенные необходимыми приборами и инструментами. По результатам обследования и комплексной дефектоскопии составляется заключение о техническом состоянии резервуара, его пригодности к ремонту и условиях дальнейшей эксплуатации. Организация, подготовка и техническое выполнение ремонтных работ резервуаров выполняется в соответствии с "Правилами технической эксплуатации резервуаров и руководством по их ремонту".

Хранение нефтепродуктов на АЗС

Нефтепродукты на АЗС хранятся в подземных и наземных металлических резервуарах и в таре.

Все изменения в расположении резервуаров, колонок, трубопроводов и арматуры должны производиться в соответствии с документацией, утвержденной главный инженером предприятия, которому подчиняется АЗС, и вноситься в технологическую схему АЗС.

Уровень масла в заполненном резервуаре при подогреве должен поддерживаться на 150…200 мм ниже предельного.

Хранение легковоспламеняющихся жидкостей в мелкой расфасовке разрешается в количестве, необходимом для пятисуточной продажи, за исключением тормозной жидкости, запасы которой в торговом зале не должны превышать 20 бутылок.

Начальник или оператор АЗС должен ежедневно осматривать склады, проверяя состояние тары и упаковки.

Технические средства сбора отработанных нефтепродуктов должны обеспечивать их сохранность при хранении, транспортировке и приемо-сдаточных операциях.

Принятые отработанные нефтепродукты допускается хранить в любых маркированных и градуированных резервуарах, а также в бочках и бидонах.

Степень заполнения резервуаров топливом не должна превышать 95 % их внутреннего геометрического объема.

В многокамерном резервуаре допускается одновременное хранение бензина и дизельного топлива в случае, если это предусматривается ТУ и ТЭД на технологическую систему.