Вимоги до розміщення і території. 8.10 Зливно-наливні пристрої для автомобільних цистерн слід розміщувати на площадках, як правило, під навісом

8.10 Зливно-наливні пристрої для автомобільних цистерн слід розміщувати на площадках, як правило, під навісом.

Поодинокі зливно-наливні пристрої (до 3-х пристроїв) допускається розміщувати на відкритих площадках.

В залежності від виду нафтопродуктів зливно-наливні пристрої дозволяються розміщувати:

- на одній площадці (під загальним навісом), для легкозаймистих і горючих нафтопродуктів;

- безпосередньо біля розливних, розфасовочних, а також біля зливно-наливних пристроїв для масел та інших нафтопродуктів з температурою спалаху вище 120°С;

- з зовнішньої сторони огорожі СНН – за вимогами технології.

Острівці автоналивних пристроїв і проїзди між острівцями слід проектувати у відповідності до вимог ВСН 01-89.

8.11 Розливні і розфасовочні в залежності від кліматичних умов і видів нафтопродуктів слід розміщувати в будівлях або на площадках (відкритих або під навісом).

Розливні і розфасовочні в будівлях слід проектувати у відповідності до пп.1.7 і 10.11 даних норм з врахуванням вимог даного розділу. Підлоги в розливних слід виконувати у відповідності до вимог п.10.13 даних норм.

8.12 На СНН I, II та III-а категорії для розливу етилованих нафтопродуктів слід передбачати окреме приміщення.

8.13 Роздавальні резервуари одиничним об’ємом кожний до 25 м³ включно, в залежності від виду нафтопродуктів, що відпускаються, допускається розміщувати:

- в приміщенні розливної – резервуари, призначені для підігріву і видачі масел, при умові забезпечення відведення парів з резервуарів за межі приміщення;

- зонні будівлі розливної на відстані 2 м біля суцільної (без прорізів) стіни – резервуари для інших легкозаймистих і горючих нафтопродуктів, при загальній місткості роздавальних резервуарів 200 м³.

Роздавальні резервуари одиничним об’ємом понад 25 м³ до 100 м³ включно, призначені для підігріву і видачі масел, допускається розміщувати так, щоб торці їх розташовувались в приміщенні розливної.

8.14 Резервуари для масел загальною місткістю не більше 100 м³ допускається розміщувати в підвальних приміщеннях одноповерхових будівель розливних і розфасовочних. При цьому вказана будівля повинна бути не нижче II ступеня вогнестійкості, а виходи з підвального приміщення слід передбачати безпосередньо назовні і ці підвальні приміщення не повинні сполучатись з першим поверхом.

9 ТЕХОЛОГІЧНІ ТРУБОПРОВОДИ

9.1 Технологічні трубопроводи, призначені для транспортування нафти і нафтопродуктів повинні проектуватись по СН 527-80 з врахуванням даного розділу.

Технологічні трубопроводи слід проектувати як єдине комплексне господарство,

що забезпечує ведення операційної діяльності СНН з врахуванням загального

С.24 ВБН В.2.2-58.1-94

планувального рішення площадки СНН і взаємної ув’язки інженерними мережами.

Вимоги до розміщення технологічних трубопроводів приведені в розділі 17.1 підрозділу “Розміщення інженерних мереж”.

9.2 По призначенню технологічні трубопроводи підрозділяються на технологічні трубопроводи, що прокладаються на території СНН, в подальшому в розділі – “трубопроводи”, і зовнішні трубопроводи, що прокладаються поза територією СНН, в в подальшому в розділі для специфічних вимог – “блокіровочні трубопроводи”, а для загальних – трубопроводи.

Трубопроводи СНН повинні бути мінімальної довжини і забезпечувати можливість виконання всіх технологічних операцій при збереженні кількості і якості нафти і нафтопродуктів.

9.3 Діаметри трубопроводів повинні забезпечувати перекачку нафти (нафтопродуктів) з заданою продуктивністю і визначаються в кожному окремому випадку гідравлічними розрахунками.

Діаметри підземних трубопроводів повинні бути не менше Ду 50.

9.4 Трубопроводи для легкозаймистих (ЛЗР) і горючих рідин (ГР) повинні виконуватись з стальних труб (безшовних або електрозварних) у відповідності до “Пособия по оптимальному выбору труб из углеродистой и низколегированной стали для технологических трубопроводов на Ру до 10 МПа (к СН 527-80)”.

Допускається застосування неметалевих негорючих труб, якщо вони відповідають вимогам міцності, хімічної і термічної стійкості.

Відкрите (по стінах) і наземне прокладання технологічних трубопроводів з неметалевих труб не дозволяється.

9.5 Прокладання трубопроводів може бути підземних і наземним у відповідності до СН 527-80.

Спосіб прокладання вибирається з врахуванням кліматологічних і геологічних умов, рельєфу місцевості, рівня грунтових вод, довжини трубопроводів, а також мінімальних витрат на спорудження іх.

На технологічних трубопроводах, при необхідності продувки і дренажу, повинні бути передбачені спеціальні пристрої.

9.6 Для масел та інших горючих рідин з високою температурою загусання рекомендується прокладання трубопроводів з теплоізоляцією і шляховим підігрівом (електрикою, гарячою водою або парою).

При цьому прокладання може бути як наземним, так і підземним. Слід передбачати можливість витеснення з труб високозагусаючих нафтопродуктів нафтопродуктами, що не загусають при температурі експлуатації.

На ділянках протяжністю до 15 м допускається прокладання трубопроводів з теплоізоляцією витиснення високозагусаючого нафтопродукту.

Теплоізоляцію трубопроводів слід виконувати з негорючих матеріалів. При відповідному обгрунтуванні допускається прокладання трубопроводів з високов’язкими або високозагусаючими горючими рідинами в каналах з теплосупутниками.

Для малов’язких масел та інших горючих рідин з низькою температурою загусання рекомендується підземне або наземне прокладання трубопроводів без ізоляцій.

9.7 При проектуванні трубопроводів слід передбачати пристрої для компенсації теплових подовжень, якщо це необхідно по температурному режиму трубопроводу.

Для компенсації слід використовувати хвилясті та інші компенсатори, а також повороти трубопроводів (самокомпенсація).

9.8 Трубопроводи для легкозаймистих рідин забороняється укладати в каналах разом з трубопроводами питної води, газопроводами, паропроводами, кабелями сильного і слабкого струму.

ВБН В.2.2-58.1-94 С.25

При перекачці високозагусаючих і високов’язких легкозаймистих рідин, як виняток, допускається укладання технологічних трубопроводів:

а) в одному каналі з теплосупутниками;

б) в загальній теплоізоляції з теплосупутниками.

При цьому повинні бути передбачені: контроль температури нафтопродукту (нафти) і захист від перегріву.

9.9 Трубопроводи, для можливості спорожнення їх, повинні прокладатись з ухилом до місця відкачки або випуску нафтопродукту (нафти) (при самопливі).

Мінімальна величина ухилу трубопроводів приймається:

а) для малов’язких легкорухомих нафти і нафтопродуктів - 0,002;

б) для високов’язких високозагусаючих нафти і нафтопродуктів - 0,02.

9.10 Трубопроводи для легкозаймистих рідин повинні бути надійно заземлені з метою обмежання накопичення в рідині, що перекачується, зарядів статичної електрики.

9.11 Захист трубопроводів від корозії передбачається:

а) при наземному і канальному прокладанні захисними фарбами;

б) при прокладанні в грунті – протикорозійною ізоляцією, яка в залежності від питомого електичного опору грунтів може бути:

При підводних переходах річок та боліт повинна застосовуватись посилена ізоляція.

У випадку проходження в районі СНН електрифікованих залізничних шляхів або інших джерел блукаючих струмів повинен передбачатись спеціальний електрозахист трубопроводів (див. розд.16).

9.12 На підземних трубопроводах безканального прокладання при перетині ними залізничних колій, автомобільних шляхів, проїздів та інших інженерних комунікацій слід передбачати футляри для кожного трубопроводу окремо.

При цьому внутрішній діаметр футляра повинен бути на 100-200 мм більший зовнішнього діаметру труби. Кінці футляра повинні виходити за межі пересікання не менше, ніж на 0,5 м в кожен бік, і не менше 5 м від головки крайньої рейки.

9.13 Випробування технологічних трубопроводів СНН слід виконувати у відповідності до вимог СН 527-80.

9.14 При розробці проекту внутрібазових технологічних трубопроводів слід передбачати послідовну перекачку по одному трубопроводу кілбкох нафтопродуктів, близьких за своїми фізико-хімічними властивостями. При цьому слід передбачати можливість спорожнення трубопроводу.

9.15 По одному трубопроводу, при забезпеченні спорожнення його, допускається перекачка нафтопродуктів, що входять до складу однієї з нижчевказаних груп:

С.26 ВБН В.2.2-58.1-94

Допускється перекачка по одних трубопроводах, при умові їх спорожнення у випадках малої кількості сортів в групах або малого вантажообігу нафтобази:

а) масел 5 і 7 груп;

б) масел 4 і 6 груп;

в) автомобільного бензину неетилованого і дизельного палива.

9.16 При наявності в вантажообігу СНН нафтопродуктів, передбачених в п.9.15, для їх групування слід керуватись фізико-хімічними показниками цих нафтопродуктів по ГОСТ і технічних умовах.

9.17 Гідравлічні розрахунки трубопроводів СНН повинні виконуватись виходячи з умов виконання технологічних процесів з заданою продуктивністю при забезпеченні надійності, безперебійної роботи агрегатів і всієї системи в цілому.

Розміщення засувок, регуляторів та іншого технологічного обладнання

9.18 Вузли засувок слід розміщувати у відповідності до вимог розділів 7 і 17.1 даних норм.

9.19 Колодязі і камери керування з засувками резервуарних парків слід розташовувати з зовнішньої сторони обвалування (огороджуючої стіни) груп резервуарів.

Корінні засувки слід встановлювати безпосередньо біля резервуару.

9.20 На вводах трубопроводів до цехів (насосні, залізничні естакади, причали та ін.) слід встановлювати вимикаючу арматуру з дистанційним керуванням, керуючись вимогами СН 527-80 (додаток 2) і розділу 5 даних норм.

На кожному стояці зливно-наливних пристроїв повинна бути встановлена запірна арматура.

9.21 Біля вантажних причалів, на березі, біля кореня причалу, повинні встановлюватись безінерційні запобіжні клапани і запірні пристрої типу кульових кранів з дистанційним керуванням (з причалу) для скидання і перекриття потоку у випадку аварій або пожежі.

9.22 Колодязі і камери керування з засувками можуть передбачатись, в залежності від кліматичних умов, в двох варіантах:

Запірна і регулююча арматура, що встановлюється на трубопроводах для легкозаймистих і токсичних рідин, незалежно від температури і тиску середовища, повинна бути стальною.

10 ЗБЕРІГАННЯ НАФТОПРОДУКТІВ В ТАРІ

10.1 Легкозаймисті і горючі рідини можуть зберігатись в спеціально обладнаних будівлях, під навісом, на відкритих площадках.

ВБН В.2.2-58.1-94 С.27

Кількість нафтопродуктів, що підлягають зберіганню на СНН в тарі, визначається по формулі:

, (7)

Де q₁ - максимальна місячна реалізація нафтопродуктів, що поступають на СНН в тарі, т/місяць;

q₂ - річна кількість нафтопродуктів, що затарюється на СНН, т/рік;

365 - кількість днів у році;

n - кількість діб зберігання нафтопродуктів, затарених на СНН і приймається в залежності від характеристики району і розташування від 5 до 15 діб.

10.2 Спосіб зберігання вибирається в залежності від кліматичних умов, сортності нафтопродуктів, що зберігаються, и типу тари.

Бочки можуть зберігатись в положенні лежачі (при пробках в обечайці) і стоячи (при пробках в днищі) на спеціальних піддонах.

10.3 Зберігання нафтопродуктів в тарі слід передбачати в будівлях або на площадках (відкритих або під навісом). Зберігання легкозаймистих рідин в тарі на відкритих площадках не допускається.

Види тари для зберігання і відпуску нафтопродуктів слід приймати по ГОСТ 1510-84.

10.4 Загальна місткість однієї складської будівлі для нафтопродуктів в тарі не повинна перевищувати 1200 м³ легкозаймистих або 6000 м³ горючих нафтопродуктів.

При одночасному зберіганні ЛЗР і ГР загальна приведена місткість складу не повинна перевищувати приведених значень і визначається в розрахунку: 1 м³ легкозаймистих нафтопродуктів прирівнюється до 5 м³ горючих.

При зберіганні в закритому складі легкозаймистих нафтопродуктів не допускається зберігання інших речовин, які можуть утворювати з вказаними ЛЗР вибухонебезпечні суміші.

10.5 Складські будівлі і площадки для зберігання нафтопродуктів в тарі повинні бути оснащені засобами механізації вантажно-розвантажувальних і транспортних операцій.

10.6 Площу тарного складу рекомендується визначати по формулі:

; (8)

Де Q - кількість нафтопродукту, що зберігається, т;

а - коефіцієнт використання площі, приймається по таблиці 10;

n - кількість ярусів;

g - густина нафтопродукту, т/м³;

d - діаметр бочки, м;

k - коєфіцієнт заповнення кубатури складу.

Таблиця 10

С.28 ВБН В.2.2-58.1-94

Таблиця 11

10.7 При проектуванні відкритих площадок для зберігання нафтопродуктів в тарі необхідна площа, що займається штабелями, визначається по формулі:

F = n ´ p ´ d_c ´ (h + 0,05), (9)

де n – кількість бочок в одному ряду;

p – кількість рядів в першому ярусі;

d_c – найбільший діаметр бочки;

h – висота бочки, м.

10.8 Довжину і ширину вантажних платформ (рамп) для навантаження і розвантаження в залізничний і автомобільний транспорт слід визначати розрахунком у відповідності до вантажообігу і місткості сховища, а також габаритів засобів транспортної механізації, що застосовується.

Об’ємно-планувальні рішення

10.9 Складські будівлі для нафтопродуктів в тарі слід приймати:

Складські будівлі для нафтопродуктів в тарі повинні бути розділені протипожежними перегородками I типу (для будівель I і II ступеня вогнестійкості) і II типу (для будівель IIIа ступеня вогнестійкості) на складські приміщення місткістю кожного не більше 200 м³ легкозаймистих і не більше 1000 м³ горючих нафтопродуктів.

Для зберігання горючихнафтопродуктів в тарі допускється проектувати одноповерхові підземні споруди.

На СНН IIIб і IIIв підкатегорій допускається для зберігання нафтопродуктів з температурою спалаху парів не вище 120°С проектувати підземні споруди з горючих (спалимих) матеріалів при умові засипки цих споруд шаром землі (з ущільненням) товщиною не менше 0,2 м і влаштуванням підлоги з неспалимих матеріалів.

10.10 Відстань від складських будівель для нафтопродуктів в тарі до інших будівель і споруд СНН, крім обумовлених в розділі 17.1 даних норм, а також відстань між цими складськими будівлями слід приймати у відповідності до вимог СНиП II-89-80 в залежності від ступеня їх вогнестійкості і категорії будівель (приміщень) по вибухопожежній і пожежній небезпечності.

10.11 Складські приміщення для нафтопродуктів в тарі, як правило, слід обладнувати в одній будівлі з розливними і розфасовочними, а також з насосами та іншими приміщеннями, що їх обслуговують. Складські приміщення повинні бути відділені від інших приміщень протипожежними перегородками I типу (для будівель I і II ступеня вогнестійкості) і II типу (для будівель IIIа ступеня вогнестійкості).

ВБН В.2.2-58.1-94 С.29

10.12 Дверні прорізи в стінах складських будівель для нафтопродуктів у тарі, повинні мати розміри, що забезпечують проїзд засобів механізації, але в усіх випадках не менше: ширину 2,1 м і висоту 2,4 м. Двері слід передбачати противопожежними 2 типу (для будівель I і II ступеня вогнестійкості) і 3 типу (для будівель IIIа ступеня вогнестійкості).

В дверних прорізах слід передбачати пороги (з пандусами) висотою 0,15 м.

10.13 Підлоги в складських будівлях для нафтопродуктів в тарі повинні бути з неспалимих і невбираючих нафтопродукти матеріалів, а при зберігання легкозаймистих нафтопродуктів – з безіскровим покриттям. Поверхня підлоги повинна бути гладкою з ухилом стоку рідини в приямки.

10.14 При проектуванні складських будівель і площадок під навісами для зберігання нафтопродуктів в тарі (бочках, каністрах, спеціальних контейнерах та ін.) при механізованому укладанні тари рекомендується приймати:

- висоту стелажів або штабелів піддону – не більше 5,5 м;

- розміщення тари на кожному ярусі стелажа – в один ряд по висоті і в 2 ряди по ширині;

- ширину штабеля – з умов розміщення не більше 4 піддонів;

- ширину проїздів між стелажами і штабелями – в залежності від габаритів засобів механізації, що застосовується, але не менше 1,4 м;

- проходи між стелажами і штабелями шириною 1 м;

- відстань від верху бочок до стелі – не менше 1 м;

- відстань від стіни до штабеля – 0,8 м.

10.15 На СНН I і II категорії вантажні платформи (рампи) для навантаження в залізничний і автомобільний транспорт нафтопродуктів в тарі і вивантаження з них повинні бути з неспалимих матеріалів.

Для СНН III категорії допускається проектувати вантажні платформи з важкоспалимих і спалимих матеріалів. Вантажні платформи слід проектувати з врахуванням вимог СНиП 2.11.01-85.

10.16 При проектуванні відкритих площадок для зберігання нафтопродуктів в тарі рекомендується приймати:

- кількість штабелів тари з нафтопродуктами не більше шести;

- розміри штабеля не більше – довжину 25 м, ширину 15 м, висоту 5,6 м;

- укладку тари і піддонів в штабелі – в два ряди з проходами або проїздами між ними, у відповідності до п.10.14 даного розділу;

- відстань між штабелями на платформі 5 м, а між штабелями сусідніх площадок – 15 м.

10.17 Для площадок (відкритих і під навісом) для зберігання нафтопродуктів в тарі по периметру повинно передбачатись замкнуте обвалування або огороджуюча стінка з негорючих матеріалів висотою 0,5 м. В місцях проходу або проїзду на площадку повинні передбачатись пандуси.

10.18 Порожні металеві бочки (що були у користуванні і забруднені нафтопродуктами) слід зберігати на відкритих площадках, у відповідності до вимог п.10.16, приймаючи кількість штабелів порожніх бочок по висоті, не більше чотирьох.

11 ПІДІГРІВ НАФТИ І НАФТОПРОДУКТІВ

11.1 Метою підігріву в’язких або високозагусаючих нафти і нафтопродуктів являється зниження їх в’язкості для можливості відстою і зменшення гідравлічного опору, а також поліпшення умов всмоктування.

С.30 ВБН В.2.2-58.1-94

Підігрів відпрацьованих нафтопродуктів вимагається для їх регенерації.

11.2 Температура підігріву мазуту і масел не повинна перевищувати 90°С і бути нижчою від температури спалаху не менше, ніж на 10°С.

Для підігріву можуть використовуватись:

- підігріваючі з проміжними теплоносіями;

- пічі підігріву (як правило, вогнені).

Способи підігріву, що застосовуються, повинні виключати займання нафтопродукту або зниження його якості.

Допускається підігрів нафтопродуктів (нафти) з низькою температурою спалаху, при умові підігріву в трубчастих теплообмінниках або трубчастих печах, а також в резервуарах під шаром рідини: при цьому рівень рідин повинен бути не менше ніж на 50 см вище гріючої поверхні підігрівача.

Примітки: 1. При паропідігріві тиск насиченої водяної пари не повинен перевищувати 0,4 МПа в стаціонарних підігрівачах і 0,3 МПа при пересувних, що відповідає температурам 143°С і 133°С.

2. При вогневому підігріві слід використовувати проміжний теплоносій (наприклад: вогневий підігрівач – вода – нафтопродукт).

3. Для водяного підігріву рекомендується використовувати перегріту воду при можливості одержання її у великих кількостях. Температура поверхні підігрівача повинна бути нижчою від температури самозаймистості нафтопродукту, що підігрівається, не менше ніж на 25°С.

11.3 Резервуари для нафтопродуктів, що потребують підігріву, повинні обладнуватись стаціонарними або переносними підігрівачами або пристроями для циркуляційного розігріву, розливу та ін.

Пристрої, що застосовуються для підігріву, повинні відповідати вимогам пожежної безпеки і технічних умов, затверджених у встановленому порядку.

11.4 Рекомендується підігрів нафтопродуктів в залізничних цистернах, як переносними підігрівачами, так і циркуляційним способом або іншими ефективними способами, що відповідають вимогам правил пожежної безпеки.

11.5 Підігрів нафтопродуктів для перекачки по трубопроводах рекомендується виконувати до температури, що забезпечує кінематичну в’язкість 3´10^-4 см²/сек і менше.

Температура нафтопродукту при відстої повинна бути вищою від температури, що рекомендується для перекачки на 20-25°С.

12 ПРИЙОМ І ВІДПУСК ВІДПРАЦЬОВАНИХ МАСЕЛ.

12.1 Прийом відпрацьованих нафтопродуктів повинен виконуватись на всіх розподільних СНН по трьох групах, вказаних в ГОСТ 21046-85;

I-ММВ – масла моторні відпрацьовані (автотракторні, дизельні, авіаційні, в тому числі: моторні масла, що застосовуються в трансмісіях і гідравлічних системах);

II-МІВ – масла індустріальні відпрацьовані (індустріальні, в тому числі: виділені з відпрацьованих нафтових емульсій, турбінні, компресорні, вакуумні, приладові, трансформаторні, конденсаторні, кабельні, технологічні);

III-СНВ – суміш нафтопродуктів відпрацьованих (нафтопродукти, що примінялись при промивці, трансмісійні, гіпоїдні, осьові масла і не відповідаючі вимогам груп ММВ і МІВ по в’язкості і температурі спалаху суміші нафт і нафтопрдуктів, зібрані від зачистки резервуарів, трубопроводів, автомобільних і залізничних цистерн, танків суден, а також нафти і нафтопродукти, добуті з нафтовмісних стічних вод на очисних спорудах).

ВБН В.2.2-58.1-94 С.31

Примітка. На СНН І і ІІ категорій відпрацьовані авіамасла повинні збиратись в окрему ємкість.

12.2 Групи ММВ і МІВ підлягають, в основному, регенерації і переробці на нафтопереробних підприємствах та іншому використанню. Група СНВ – підлягає переробці на нафтопереробних підприємствах та іншому використанню.

12.3 Прийом відпрацьованих нафтопродуктів виконується партіями (будь-яка кількість однієї групи з одним загальним паспортом якості).

При прийманні відпрацьованих нафтопродуктів на СНН підлягають обов’язковій перевірці їх в’язкість, температура спалаху, масова частка мехдомішок і води.

Відпрацьовані нафтопродукти груп ММВ і МІВ, що мають показники по в’язкості і температурі спалаху нижче, ніж вказано в таблиці 1 ГОСТ 21046-86, підлягають переводу до групи СНВ.

На СНН І і ІІ категорій слід передбачати можливість наливу відпрацьованих нафтопродуктів в автомобільні і залізничні цистерни, а також в бочки. Допускається налив груп ММВ і МІВ по одному трубопроводу.

При цьому, після кожної групи трубопровід повинен бути спорожнений.

12.4 Для наливу залізничних цистерн на нафтобазах повинні передбачатись спеціальні наливні пристрої, розраховані на налив поодиноких цистерн.

12.5 Розрахунок резервуарної ємкості для відпрацьованих нафтопродуктів виконується, виходячи з вантажообігу свіжих масел з врахуванням діючих норм збору відпрацьованих масел від споживачів в розмірі: для ММВ – 31%, для МІВ – 43%;

Рекомендується передбачати встановлення горизонтальних стальних резервуарів місткістю 75 м³.

Примітка. На СНН І і ІІ категорій, де виконується регенерація, слід встановлювати ємкості для регенерованих масел.

12.6 Регенерацію відпрацьованих масел слід передбачати на СНН І і ІІ категорій, якщо по вантажообігу передбачається поступання відпрацьованих масел в кількостях, що забезпечують річне завантаження регенераційних установок не менше, ніж на 80%.

12.7 В проектах СНН, на яких буде виконуватись регенерація масел, слід передбчати регенераційні установки по діючих типових проектах.

12.8 Відходи регенераційних установок (фільтрувальні матеріали, реагенти та ін.) повинні видалятись у відповідності до санітарних правил про порядок накопичення, транспортування, знешкодження і захоронення токсичних промислових відходів, затверджених Міністерством охорони здоров’я 29 грудня 1984 року № 3183-84.

12.9 Не допускається перекачка одним насосом відпрацьованих і регенерованих масел.

12.10 Відпуск відпрацьованих нафтопродуктів для технічних потреб підприємств в якості палива та інших цілей повинен враховуватись (по сортах кількості) у вантажообігу, що видається замовником проектної організації.

12.11 Регенераційна установка повинна забезпечуватись гарячою і холодною водою, а також пристроями для відводу стоків і виведення шламу.

13 ЛАБОРАТОРІЯ

13.1 Лабораторія СНН повинна забезпечувати виконання аналізів по контролю якості нафти (нафтопродуктів), що поступають, зберігаються і відвантажуються з СНН, визначення вмісту вуглеводів в стічних водах СНН і природоохоронних аналізів, в тому числі по контролю повітряного басейну, у відповідності до розділу 19, контроль викидів і скидів СНН (якщо вони не входять до складу підприємства, що має відповідну лабораторію і забезпечує роботу СНН).

С.32 ВБН В.2.2-58.1-94

13.2 Розміри лабораторії (набір приміщень), штати і обладнання слід визначати, виходячи з вантажообігу, номінклатури продуктів, що зберігаються, кількості резервуарів, видів операцій і необхідної кількості аналізів.

Об’єм аналізів, що проводиться при прийомі, зберіганні і відвантаженні нафти (нафтопродуктів) і приблизна витрата часу на виконання аналізів приведені в додатку 3,4.

13.3 При відсутності даних для розрахунку кількості аналізів і набору приміщень лабораторії, слід приймати на нафтобазах І і ІІ категорій кімнату аналізів, мийну, вагову, відділення моторних випробувань палив і склад проб і штати лабораторії у відповідності до приблизних штатів, приведених в даних нормах.

Примітки: 1. При відповідному обгрунтуванні лабораторії можуть встановлюватись на СНН ІІІ категорії, як правило, без відділення моторних випробувань.

2. При розміщенні СНН поблизу споріднених підприємств, навіть інших відомств, де є лабораторії для аналізу нафтопродуктів (нафти), передбачати лабораторію на СНН не слід.

3. Допускається розміщувати склад проб в окремій будівлі.

14 МЕХАНІЗАЦІЯ ТА АВТОМАТИЗАЦІЯ ВИРОБНИЧИХ ПРОЦЕСІВ

14.1 Для СНН, що проектуються або реконструюються, слід передбачати заходи по механізації трудомістких виробничих процесів з ціллю скорочення витрат ручної праці і створення умов для реалізації рішень по автоматизації об’єкта.

Об’єм механізації трудомістких виробничих процесів для реалізації рішень по автоматизації об’єкта, приймається у відповідності до об’єму автоматизації по додатку 6, в залежності від категорії, вантажообігу та призначення СНН.

З ціллю скорочення витрат ручної праці при навантажувально-розвантажувальних роботах з тарними та іншими штучними вантажами на ділянках злива-налива, складських будівлях або на відкритих площадках, трудомісткі процеси повинні бути механізовані.

В якості навантажувально-розвантажувальних механізмів рекомендується використання малогабаритних авто- і електронавантажувачів, кранів і бочкопідйомників та ін.

14.2 При створенні або реконструкції СНН необхідно передбачати контроль та автоматизацію основних технологічних процесів і споруд допоміжного призначення, що дозволить забезпечити безпечну іх експлуатацію і скоротити кількість обслуговуючого персоналу.

14.3 Автоматизація основних технологічних процесів і очисних споруд для СНН різної місткості повинна виконуватись у відповідності до рекомендацій даного розділу.

Автоматизацію споруд систем теплопостачання, вентиляції, газопостачання і водопостачання слід передбачати згідно спеціалізованих нормативаних документів, наведених в довідниковому додатку 9, а саме:

СНиП ІІ-35-76, розділ 15;

СНиП 2.04.05-91, розділ 8;

СНиП 2.04.08-87, розділ 6;

СНиП 2.04.02-84, розділ 13.

Основні вимоги до системи контролю та автоматизації по захисту навколишнього середовища викладені в розділі 19 даних норм.

ВБН В.2.2-58.1-94 С.33

Автоматизація основних технологічних процесів

14.4 Об’єм автоматизації повинен забезпечувати:

- інтенсифікацію виробничих процесів, підвищення оперативності, надійності контролю та управління;

- скорочення витрат нафти і нафтопродуктів;

- захист навколишнього середовища;

- попередження аварійних ситуацій;

- збільшення строків служби технологічного обладнання шляхом своєчасного попередження про його аварійний стан;

- підвищення пожежної безпеки;

- скорочення кількості обслуговуючого персоналу;

- скорочення експлуаційних витрат;

- збір інформації, необхідної для функціонування АСУ ТП об’єкта.

Об’єми автоматизації наведені в рекомендаційному додатку 6.

14.5 З ціллю скорочення витрат енергоресурсів слід передбачати облік витрат тепла і електроенергії по цехах, участках, підрозділах.

Поиск по сайту: