Қазақша:
Қазақстан Республикасының Үкіметі Правительство Республики Казахстан (Қазақстан Республикасының Премьер-Министрі)
Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2008 жылғы 29 (Премьер-Министр РК)
мамырдағы № 514 Қаулысы. Күші жойылды - Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2017 жылғы 30 қаңтардағы № 29 қаулысымен "Мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларының қауіпсіздігіне қойылатын талаптар" техникалық регламентін бекіту туралы
1. Қоса беріліп отырған "Мұнай базаларының және автожанармай құю станцияларының қауіпсіздігіне қойылатын талаптар" техникалық регламенті бекітілсін.
2. Осы қаулы алғаш рет ресми жарияланған күнінен бастап алты ай өткен соң қолданысқа енгізіледі.
Қазақстан Республикасының К. Мәсімов Премьер-Министрі ҚР НҚА ЭББ-гі нақты құжатқа сілтеу QR-коды Үкіметінің 2008 жылғы 29 мамырдағы N 514 қаулысымен бекітілген "Мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларының қауіпсіздігіне қойылатын талаптар" техникалық регламенті
1. Қолданылу саласы
1. Осы "Мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларының қауіпсіздігіне қойылатын талаптар" техникалық регламенті (бұдан әрі - Техникалық регламент) мұнай базаларының және стационарлық, контейнерлік, жылжымалы автожанармай құю станцияларының (бұдан әрі - автожанармай құю станциялары) қауіпсіздігіне қойылатын талаптарды белгілейді.
2. Регламент:
1) мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларына оларды жобалау, құрылыс-монтаждау жұмыстары, пайдалану және жою кезінде қойылатын қауіпсіздіктің ең төменгі талаптарын;
2) мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларын сыртқы табиғи әсерлердің тәуекел дәрежесін, өндірістік және пайдалану факторларын, қоршаған орта ластануының ықтимал салдарын ескере отырып, регламент талаптарына сәйкестігін бағалауды және растауды белгілейді.
2. Терминдер мен анықтамалар
3. Регламентте мынадай терминдер мен анықтамалар қолданылады:
автожанармай құю станциясы - мұнай өнімдерін сақтауды және бөлшектеп сатуды қамтамасыз ететін жабдықтармен жарақтандырылған технологиялық кешен;
жерасты резервуары (жерасты сақтау) - егер резервуардағы сұйықтықтың ең жоғарғы деңгейі шектесетін алаңның төменгі жоспарлы белгісінен кемінде 0,2 м- ден төмен болса (резервуар қабырғасынан 3 м шегінде), мұнай өнімдерін сақтауға арналған резервуар;
мұнай базасы - мұнай өнімдерін қабылдауға, сақтауға және көтерме сатуға арналған ғимараттар мен құрылыстар кешені, технологиялық жабдықтары, резервуарлық паркі, техникалық құрылғылары мен коммуникациялары бар ұйым;
мұнай базасының немесе автожанармай құю станциясының паспорты - оның негізгі сипаттамалары және жауапты пайдаланушы, жүргізілген қайта жаңартулар мен жөндеулер туралы ақпаратты, жүргізілген тексерулер мен оның нәтижелері туралы ақпаратты қамтитын құжат;
мұнай базасының, автожанармай құю станциясының қауіпсіздігі - адам өміріне, денсаулығына және қоршаған ортаға зиян келтіруіне байланысты жол берілмейтін тәуекелдің болмауы;
мұнай базасын немесе автожанармай құю станциясын пайдалану - ғимараттардың (құрылыстардың) техникалық жай-күйін бақылау, диагностика, техникалық қызмет көрсету, мұнай базасының немесе автожанармай құю станциясының техникалық құрылғыларын ағымдағы жөндеу;
мұнай базасындағы, автожанармай құю станциясындағы қауіпті заттардың шекті саны - мұнай базаларындағы, қоймалардағы, автожанармай құю станцияларындағы олардың болуы декларациялау үшін негіз болып табылатын мұнай өнімдерінің мөлшері;
мұнай өнімдерін сақтау қоймасы - мұнай өнімдерін қабылдауды, сақтауды және беруді қамтамасыз ететін технологиялық құрылыстардың, жабдықтардың кешені;
техникалық құрылғылар - технологиялық жабдықтар (құбыржолдарының жалғастырушы бөлшектерін, сорғыларды қоса алғанда, резервуарлар, цистерналар, баллондар, бөшкелер, құбыржолдар), агрегаттар (төгу-құю құрылғылары, жерасты құрылыстары, шағын көлемді қазандықтар), жапқыш, реттеуіш және сақтандырғыш арматура, олардың тораптары және құрамдас бөлшектері; электр қондырғылар; отын-тарату бағаналарын, өлшеу және автоматтандыру құралдарын қоса алғанда, есепке алу және бақылау тораптары;
мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларында қолданылатын сүзгілер- лас ұстағыштар;
тәуекелді бағалау - қауіптіліктің іске асырылу мүмкіндіктері мен зардаптарын талдау және бағалау, жол берілмейтін тәуекелдің өлшемдерімен салыстыру;
тәуекелдің жол берілетін деңгейі - қауіпсіздіктің қоғамдық танылған деңгейі.
3. Мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларын құру және пайдалану шарттары
4. Мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларында қолданылатын техникалық құрылғыларды, материалдарды өнеркәсіптік қауіпсіздік туралы заңнамада белгіленген тәртіппен Қазақстан Республикасының аумағында қолдануға рұқсат етіледі.
5. Мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларында техникалық құрылғыларды дайындау үшін қолданылатын материалдар мен дайын бұйымдардың сапасы мен техникалық сипаттамасы дайындаушының паспорттарымен немесе сертификаттарымен расталады.
6. Мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларына арналған техникалық құрылғыларды жеткізу кезінде техникалық құрылғыларды атауын, елін және дайындаушы кәсіпорынды (орындаушыны), рұқсат етілетін пайдалану мерзімін, қолданылу тәсілін қамтитын мемлекеттік және орыс тілдеріндегі ақпаратпен сүйемелдеу көзделуге тиіс.
7. Мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларында Қазақстан Республикасының Экологиялық кодексіне сәйкес қауіпті қалдықтар паспорттары, "Халықтың санитарлық-эпидемиологиялық салауаттылығы туралы" Қазақстан Республикасының 2002 жылғы 4 желтоқсандағы Заңына сәйкес санитарлық паспорты, МЕМСТ 17.0.0.04-90 сәйкес экологиялық паспорты және мұнай базасы немесе автожанармай құю станциясының паспорты жүргізіледі.
4. Мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларын жобалау
4.1. Мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларын жобалауға қойылатын жалпы талаптар
8. Жобалау кезінде ұқсас объектілердегі авариялық статистикалық деректерді, құрылыс пен пайдаланудың техникалық-экономикалық көрсеткіштерін ескере отырып, авариялар, жұмыс істемеу, сыртқы әсерлер, персоналдың болжамды қателіктері кезінде барлық болуы мүмкін қауіптер біріздендірілуі тиіс.
9. Барлық біріздендірген қауіптер үшін тәуекелді есептік, тәжірибелік немесе талдамалық әдістермен бағалау жүргізіледі.
10. Тәуекелге жүргізілген бағалауды ескере отырып, мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларын пайдалану кезінде тәуекелді жою немесе оны жол берілетін деңгейге дейін азайту үшін шаралар кешені анықталады.
11. Жол берілетін тәуекелдерді анықтау кезінде жобалау ұйымы:
мұнай базаларының, автожанармай құю станцияларының ерекшелігін;
қабылданатын техникалық құрылғылардың сенімділігін;
құрылыс-монтаж жұмыстарының сапасын;
сыртқы табиғи әсерлерді;
мұнай өнімдерінің пайдалану қасиеттерін;
персоналдың қате іс-қимылдарын;
қоршаған ортаның ластануының, құрылыс, қайта жаңарту және кәдеге жарату кезінде құнарлы топырақ қабатының, өсімдік жамылғысының бұзылуы салдарының ықтимал әсерін;
авариялардың (жарылыс, уландырғыш залал, қоршаған ортаның ластануы)
және аварияларды оқшаулау және олардың салдарларын жою кезінде құнарлы топырақ қабатының, өсімдік жамылғысының бұзылуларының зақымдайтын тәуекелдерін ескереді.
12. Тәуекелді жол берілетін деңгейден төмендету мүмкін болмаған кезде жобада адамның өмірі мен денсаулығына және қоршаған ортаға қауіпсіздікті қамтамасыз ететін шаралар жүйесі көзделеді.
13. Мұнай базаларын жобалауға, ғимараттарды, құрылыстар мен техникалық құрылғыларды орналастыруға 2.09.02-85 ҚНжЕ, 3.02-15-2003 ҚНжЕ,
2.11.03-93 ҚНжЕ, 4.04.10-2002 ҚНжЕ, 2.04.05-2002 ҚНжЕ, 5.03-37-2005 ҚНжЕ,
2.02.-11-2002 ҚНжЕ талаптарына сәйкес жол беріледі.
Барлық типтегі автожанармай құю станцияларын жобалауға, оларға ғимараттарды, құрылыстар мен техникалық құрылғыларды орналастыруға 4.01-15- 2001 ҚН, 3.05-15-2001 ҚН, 1.02.010-97 ҚНжЕ талаптарына сәйкес жол беріледі.
Мұнай базаларын, автожанармай құю станцияларын сумен жабдықтауды және желдетуді жобалау 4.01.41-2006 ҚР ҚНжЕ, 4.01.02-2001 ҚР ҚНжЕ, 4.02.42- 2006 ҚНжЕ, 2.02-14-2002 ҚР ҚН талаптарына сәйкес орындалады.
14. Мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларының жалпы торапты автомобиль жолдарына кем дегенде екі кіру қақпасы немесе мұнай базасына кірме жолдары болуы тиіс.
Жаяу жүргіншілердің қозғалысы үшін ені 0,75 м-ден кем емес асфальттанған және тас төселген тротуарлар жобалануда. Өтпелер жұмысшылар үшін өте қолайлы бағыттар мен жерлер арқылы орнатылуы тиіс.
15. Мұнай базалары мен автожанармай құю станциялары үшін өндірістік объектілерді жобалауға қойылатын санитарлық- эпидемиологиялық талаптарға сәйкес санитарлық-қорғаныс аймақтары жобаланады.
16. Мұнай базаларын салуға арналған жобалық құжаттамада мұнай базасының аумағын биіктігі 2 м-ден кем емес жанбайтын материалдардан жасалатын қоршаумен қоршау көзделуі тиіс. Қоршау ғимараттар мен құрылыстардан (әкімшіліктен басқа) кем дегенде 5 м қашықтықта болуы тиіс.
17. Мұнай базасының аумағын функционалды пайдалану бойынша технологиялық байланыстарды, жүк айналымы мен көлік түрлерін, санитарлық- эпидемиологиялық, экологиялық, өртке қарсы және басқа да талаптарды ескере отырып, аймақтар мен учаскелерге бөлу қажет.
18. Жарылу қаупі бар аймақтарда орналасқан электр жабдықтары мен автоматтандыру құралдарының орындалуы үй-жайлардың және сыртқы құрылғылардың жарылыс-өрт және өрт қаупі бойынша жіктемесіне сәйкес келуі тиіс.
19. Қоршаған орта әсерінің агрессивтілік дәрежесін бағалау және жер үсті резервуарлары мен құбыржолдарының сыртқы бетін тоттанудан қорғау 2.01-19- 2004 ҚР ҚНжЕ сәйкес жүзеге асырылады.
4.2. Резервуарлық парктерге және мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларының резервуарларына қойылатын талаптар
20. Резервуарлық парк:
су басу, көшкін, тас құлау әсеріне және басқа да бұзатын геологиялық әсерлерге ұшырамайтын алаңда орналасуы;
ауа райы жағдайына қарамастан, сақтау объектісіне жақын немесе тікелей орналасқан тұрақты орнатылған өртке қарсы жабдықтардың барлығына қол жеткізімділікті қамтамасыз етуге мүмкіндік беретін кірме жолдармен жабдықталуы тиіс.
21. Жобалық шешімдер резервуарларды тасымалданатын заттармен толтырудың қауіпсіз процесін және олардың босатылуын, газ кеңістігінде қысымның артуы мен төмендеуінен қорғауды, өртке қарсы іс-шараларды, оның ішінде пирофорлы қосылыстар түзілуінің, түпкі шөгінділер мен қоспаларын (мысалы, "тауарлық" су) алып тастаудың, газ-ауа тығындыларының жүргізілген құбыржолдардан резервуарларға түсуінің алдын алу шараларын көздеуі тиіс.
22. Резервуарлық парк, сорғы станцияларының резервуарлары мен сыйымдылықтары авария кезіндегі өнім ысырабы мен залалды барынша азайтуды және жақын орналасқан елді мекендердің, кәсіпорындардың, су объектілері мен көлік жолдарының аумағына төгілу мүмкіндігін болдырмауды ескере отырып, сақталатын өнімнің авариялық төгілулерін оқшаулау жүйесімен және жою құралдарымен орналастырылуы және жайғастырылуы тиіс.
23. Резервуарлық парктерді жарықтандыру үшін жобамен резервуарлық парктің опырылуы шектеріне тікелей орналасқан діңгектерде орнатылған прожекторлар көзделуі тиіс.
24. Дәнекерлеу және басқа да отпен істейтін жұмыстар үшін арнайы жабдықталған және белгілермен көрсетілген алаңдар көзделеді. Өрт жабдықтарына және өрт гидранттарына кірме жолдар мен өтпелер әрқашан бос болуы тиіс: өрт гидранттарына және өрт су айдындарына олардың орналасу орындарын тез анықтауға мүмкіндік беретін көрсеткіш жазбалар ілінуі тиіс. Түнгі уақытта өрт гидранттары мен су айдындарындағы көрсеткіштерге жарық түсірілуі
4.3. Мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларының құбырларына қойылатын талаптар
25. Мұнай базалары құбырларының технологиялық схемасы мұнай өнімдерін айдау бойынша (төгу-құю, мұнай өнімдері құбырларынан қабылдау, базаішілік айдау, тұнбаны кетіру, резервуарларды босату және тазарту), барлық негізгі және қосалқы операциялардың орындалу мүмкіндігін, мұнай өнімін қажеттілік немесе авария жағдайында бір резервуардан басқасына айдау мүмкіндігін көздеуі тиіс.
26. Құбыржолдардың технологиялық схемасы өнеркәсіп қауіпсіздігін, өрт қауіпсіздігін сақтау, қоршаған ортаны қорғау кезінде мұнай өнімдерінің араласуын, ластануын, сулануы мен ысырабын болдырмауды қамтамасыз етуі
27. Әр түрлі мұнай өнімдерін құбырлар арқылы айдау жобаға сәйкес жүргізілуі тиіс. Авиациялық техникада қолданылатын мұнай өнімдерін, сондай-ақ тура айдалатын бензинді және басқа да этилденбеген бензиндерді мұнай өнімдерінің бір тобына ғана арналған жеке мұнай өнімдерінің құбырлары бойынша айдау керек.
28. Құбыржолдар олардың тоқтауы кезінде босатуды қамтамасыз ететін еңістермен жобалануы тиіс.
29. Кедергілер арқылы өтетін құбыржолдардың жерүсті өтпелері орындарында көрші құбыржолдардың жылу және механикалық әсерлерден олардың біреуінің жарылуы мүмкін кезінде берік қорғауды қамтамасыз ететін конструктивтік шешімдер көзделеді.
30. Жер үстінен құбыржолдардың жерүсті төсемдерінің биіктігі жер бедері мен жергілікті жердегі топырақ жағдайларына, құбырлардың жылу әсеріне байланысты қабылданады, бірақ 0,5 м-ден кем болмайды.
31. Автомобиль жолдары мен өтпелердің қиылысқан жерлерінде автомобиль жолдары мен өту жолдарының үстінен биіктігі 4,25 м-ден кем емес және өтпелердің үстінен 2,2 м-ден кем емес тіреулер жобалануы тиіс.
32. Ғимараттар мен құрылыстардың және құрылғылардың астына жерасты құбыржолдардың төсеміне жол берілмейді.
33. Мұз қататын ортада құбыржолдар құбырдың үстіне дейінгі топырақтың қату тереңдігінен 0,1 м төмен болуы тиіс.
34. Құбыржолдарды жерасты төсеу кезінде екі және одан да көп құбыржолдардың бір траншеяға бірдей орналасуы жағдайында олар бір қатарға (бір көлденең жазықтықпен) орналасады. Олардың арасындағы қашықтық жарықта құбырлардың мынадай шартты диаметрлерінде қабылданады:
300 мм-ге дейін - 0,4 м-ден кем емес;
300 мм-ден астам - 0,5 м-ден кем емес.
35. Жерасты құбыржолдарының орналасу тереңдігі көлік қозғалысы көзделмеген жерлерде жер бетінен құбырдың немесе жылу оқшауламасының жоғарғы бөлігіне дейін 0,6 м-ден кем болмауы тиіс, ал қалған учаскелерде орналасу тереңдігі барлық қолданыстағы жүктемелерді ескере отырып, құбыржолдың беріктігін сақтау жағдайларына байланысты қабылданады.
36. Базаішілік темір жолдардың, автомобиль жолдары мен кірме жолдарының қиылыстарында жерасты құбыржолдары болат құбырлардан жасалған қаптамаларда төселуі, оларға төселетін құбыржолдардың диаметрі сыртқы диаметрінен 100 - 200 мм-ден артық болуы тиіс, ал құбырдың шеттері шеткі рельстен немесе автожол өтетін шеткі бөлігінен әр жаққа 2 м орын қалдыруы тиіс. Қаптамалардың шеттері тығыздалуы және битуммен құйылуы тиіс. Қорғаныш қаптамалары бар құбыржолдардың учаскелерінде пісірме түйіспелерінің саны барынша аз болуы тиіс. Барлық түйіспелер физикалық бақылау әдістерімен тексерілуі тиіс.
Орналасу тереңдігі болат қаптамалардың үстінен шпалдардың табанына дейін 1 м-ден кем болмауы тиіс, ал автожолдар мен кірме жолдардың асты - жол жабындыларының үстіне дейін 0,8 м-ден кем болмауы тиіс.
37. Құбыржолдардың еңістері: тез жанғыш сұйық заттар үшін 0,002-ден кем болмауы; газ тәріздес заттар үшін 0,003-тен кем болмауы; тұтқырлығы жоғары және қататын заттар үшін 0,02-ден кем болмауы тиіс.
38. Болат құбыржолдардың сыртқы бетін қоршаған орта мен кезбе токтардың әсерінен туындайтын тоттанудан қорғау 9.602-89 МЕМСТ-ға сәйкес келуі тиіс.
39. Жылу оқшауламасын қолданудың қажеттілігі құбыржол төсеу орны мен тәсіліне, технологиялық процестің талаптарына, еңбек қауіпсіздігі мен жарылыс- өрт қауіпсіздігіне байланысты әрбір нақты жағдайда айқындалады.
40. Құбыржолдардың жылу оқшауламасы анықталған ақауларды сынағаннан және жойғаннан кейін жүзеге асырылады.
41. Құбыржолдың жылу оқшаулау конструкцияларында мынадай элементтер:
негізгі жылу оқшаулағыш қабат;
арматуралаушы және бекітуші бөлшектер;
қорғаныш-жабынды қабат (қорғаныш жабын) көзделеді.
42. Тоттануға қарсы қорғаныш пайдалану мерзімі ішінде құбыржолдардың авариясыз (тоттану себебі бойынша) жұмысын қамтамасыз етеді.
43. Жобалық құжаттамада құбырларды жерасты тоттанудан қорғау үшін олардың сенімді пайдаланылуын қамтамасыз ету жөнінде шешімдер көзделеді.
44. Жерасты құбыржолдары топырақ коррозиясынан арнайы тоттануға қарсы күшейтілген қорғанышпен (оқшаулаумен) қорғалуы тиіс.
45. Құбыржолдардың сыртқы беттерін тоттанудан қорғау жүйесі мен түрін таңдау олардың төсемдерінің тәсілі мен жағдайларына, сыртқы ортаның тоттану белсенділігінің сипаты мен дәрежесіне, электр тоттану қауіптілігінің дәрежесіне байланысты жүзеге асырылады.
46. Электр-химиялық қорғаныш (катодтық, протекторлық, дренаждық)
жүйесін жобалау 9.602-89 МЕМСТ-ға сәйкес жүргізіледі.
47. Құбыржолдардың электр-химиялық қорғанышы кезінде оқшаулағыш ернемектік қосылыстар көзделуі тиіс.
48. Құбыржолдарды тоттануға қарсы қорғану жөніндегі іс-шараларды жобалау кезінде конструктивтік шешімдер тоттануға қарсы жабындарды тексеру мен қалпына келтірудің қол жетімділігін қамтамасыз етуі тиіс.
49. Құбыржолдарды жаңғырту мен қайта жаңартуға жобалық құжаттаманы (қажетті сараптамалар мен келісімдерді жүргізумен) өзгерткеннен кейін жол беріледі.
50. Барлық құбыржолдар сыйымдылығы бойынша өлшемделген болуы тиіс.
51. Бітеме, реттеуші, сақтандырғыш арматуралар басқару мен қызмет көрсету үшін ыңғайлы және оңай қол жетімді жерлерде орналастырылуы тиіс.
52. Ернемектік қосылыстарға құбырларды аппаратқа, арматураға және жауап ернемектері бар өзге де жабдықтарға қосу орындарында сондай-ақ, кезеңді бөлшектеу немесе ауыстырудың пайдалану процесін талап ететін құбыржол учаскесінде көздеуге жол беріледі.
53. Кезеңді бөлшектеуді талап ететін арматура орналасқан жерлерде және салмағы 50 кг астам, қиын құбыржол тораптарында арматураларды монтаждау және бөлшектеу үшін механикаландырудың жылжымалы немесе тұрақты құралдары көзделуі тиіс.
54. Бітеме арматура орнатылуы тиіс реттеуші вентильдер мен қақпақтардан басқа вентильдер мен қақпақтарды реттеуші негізгі бітеме құрылғылар ретінде пайдалануға тыйым салынады.
55. Технологиялық құбыржолдар үшін қолданылатын фасонды біріктіруші тетіктер, ернемектер, төсемелер және тіреу бұйымдары материалдың сапасы мен техникалық сипаттамасы бойынша 356-80 МЕМСТ-ға сәйкес келуі тиіс.
56. Құбыржолдардағы төсемені және бітеме арматураларды ауыстыру ондағы қысым атмосфералыққа дейін төмендегеннен, ол мұнай өнімдерінен толық босатылғаннан және қолданыстағы құбыржолдардан ажыратылғаннан кейін ғана жол беріледі.
57. Айдау және құю станцияларының құбыржолдарында жерасты және жерүсті құбырлары мен оларға орнатылған бітеме құрылғыларының технологиялық орналасу схемасы жасалуы және бекітілуі тиіс.
4.4 Мұнай базаларының сорғы станцияларына қойылатын талаптар
58. Мұнай өнімдерін айдауға арналған сорғыларды ғимараттарда, ашық алаңдарда немесе қалқаның астында (егер сорғылар мен қозғалтқыштардың конструкциясы ашық ауада пайдалануға жол берілсе) орналастыру керек.
Агрегаттың барлық қозғалатын бөліктері берік бекітілген қоршаулармен қорғалуы тиіс.
59. Бір үй-жайда әртүрлі жарқ ету температурасында, мұнай өнімдерін айдауға арналған сорғыларды орнату кезінде, бұл үй-жай және барлық жабдық жарқ етудің ең төменгі температурасымен мұнай өнімдерін айдауға қойылатын талаптарға сәйкес болуы тиіс.
60. Сорғыларды қозғалтқыштармен біріктіретін біліктерді қабырға арқылы өтетін жерлерде олардың саңлаусыздығын қамтамасыз ететін жанбайтын материалдардан тығыздаманың құрылғыларымен қабырғаның (қалқалар) барлық қалыңдығына болат құбырлардан жасалған қаптамаларда көздеу керек.
Тез тұтанатын сұйықтықтарды айдауға арналған сорғылар орнатылған үй- жайда жазық белдікті берілістерді қолдануға жол берілмейді.
61. Ғимараттарда орналасқан өнімді сорғы станцияларының сорғы агрегаттарының жетегі үшін, жалпы залда да, жеке үй-жайда да жанбайтын материалдан дайындалған қабырғаның (қалқаның) артына оларды орнатуға жол беретін электр қозғалтқыштар қолданылуы тиіс.
62. Сорғы станцияларында сорғылардың шығар бөліктерінің арасындағы өтпелердің ені 1 м кем болмауы тиіс; ені 0,6 м дейін және биіктігі 0,5 м дейін сорғыларды орнату кезінде өтпелердің енін 0,7 м дейін азайтуға жол беріледі.
Сорғылардың екі қатарға орналасуы кезінде қатарлардың арасындағы өтпенің ені 1,5 м кем болмауы тиіс.
63. Іргетастардың мұнай өнімдерімен бүлінуін болдырмау үшін сорғылар жиектерімен металл тұғырықтарға орнатылуы тиіс.
64. Сорғы станцияларындағы едендер мен науалар мұнай өнімдерін өткізбейтін және оларды сіңірмейтін материалдан дайындалады және ағындарды қабылдағыш жағына қарай еңістігі болады. Науалар ысырмалардың тораптары орналасқан жерлерде үрлеу шүмектері мен сорғылардың тұғырықтары - мұнай өнімдерін бұруға арналған кәрізбен біріктіріледі.
Төгілген сұйықтықтарды тазарту үшін сорғы станцияларының үй-жайларда резеңке шлангалы су тіреушіктерімен жабдықталады. Гидравликалық бекітпелерді кәрізге сорғы станцияларының ағынды арналарын қосу жерлерінде сорғы станциясының қызмет көрсетуші персоналы тексереді.
65. Жерасты көлденең резервуарлардың шетжағы будың жарқ ету о температурасы 120 С-тан жоғары мұнай өнімдеріне және мазутқа арналған осы резервуарлар немесе бақылау және басқару пункттері қызмет көрсететін өнімді сорғы станциясының үй-жайларында орналастыруға рұқсат етіледі.
66. Сорғы станциясындағы майлау майын металл немесе полиэтиленді ыдыста тығыз жабылған қақпақпен және тәуліктік қажеттіліктен аспайтын мөлшерде сақтау қажет.
67. Стационарлық автоматты газ анализаторлары тез тұтанатын мұнай өнімдерін айдау жөніндегі сорғы станциясының үй-жайында авариялық желдеткішпен, сондай-ақ үй-жайда мұнай өнімдері буларының қауіпті қоспаларының болуы туралы дыбыс және жарық дабылдарының құрылғыларымен тосқауылдануы тиіс.
4.5. Эстакадалар қауіпсіздігіне қойылатын талаптар
68. Төгу-құю эстакадалары темір жолдардың тік көлденең учаскелерінде жобалануы тиіс.
Қоймаларда біржақты төгу-құю эстакадаларын радиусы 200 м кем емес жолдардың қисық учаскелерінде орналастыруға рұқсат етіледі.
69. Темір жол төгу-құю эстакадаларының ұзындығы бір уақытта өңделетін цистерналардың санына байланысты, бірақ темір жол цистерналарының бір бағытты құрамының ең жоғары ұзындығынан кем емес болып белгіленеді.
70. Темір жол цистерналарын тиеу-түсіру үшін мұнай базаларының темір жол тұйығы бір және екі жақты эстакадалармен, құю немесе төгу құрылғыларымен, жүк, ауа-вакуумды коллекторлармен, жинақтармен, мазут пен майға арналған аралық резервуарлармен, мұнай өнімдерін есептеу тораптарымен, қыздыру аспаптарының көтеру және түсіру мен фронтты бойлай цистерналарды ауыстыру құралдарымен арнайы жабдықталуы тиіс.
71. Мұнай базаларында екі жақты эстакадалар орналасқан темір жолдарда бағытпен төгу-құю үшін параллельді басып озатын кірер жолы болуы тиіс.
Қолданыстағы эстакадаларды қайта жаңарту немесе кеңейту кезінде және цистерналарды екі жақтан шығаруды қамтамасыз ету мүмкін болмағанда көзделген тұйық жолды пайдалануға рұқсат етіледі.
72. Төгу-құю құрылғыларымен немесе эстакадаларымен тұйық темір жолдардың ұзындығын ұлғайту керек (өрт кезінде құрамды ағыту мүмкіндігі үшін): 6-дан астам цистернаны бір уақытта өңдеу кезінде - 30 м-дер 3-ға тен 6-ға дейінгі цистернаны қоса алғанда - 20 м, 2 цистернаны бір уақытта өңдеу кезінде ұзындығы ұлғайтылмайды. Тұйық жолдың есепті ұзындығын ұлғайту көлемі соңғы цистернадан арынды брус жағына қарай қабылданады.
73. Төгу-құю эстакадаларына ені 0,75 м кем емес қатты жабындармен жаяу сүрлеу салынуы тиіс.
Жаяу сүрлеу әр эстакаданың шет жағына әкелуі тиіс, олардың теміржолдармен қиылысу орындарында рельстердің басымен деңгейінде тұтас төсеніштер орналастырылады.
74. Автоэстакадалар биіктік габаритті белгілерімен жасақталуы тиіс.
4.6. Мұнай өнімдерін автоцистерналарға құю құрылғысына қойылатын қауіпсіздік талаптары
75. Автомобиль цистерналары үшін құю құрылғылары алаңдарда қалқалардың астында орналасуы тиіс. Жеке құю құрылғылары (3 құрылғыға дейін) ашық алаңдарда орналасуы мүмкін.
76. Мұнай өнімдерін бөшкелерге және ұсақ ыдысқа құю және орау құйғыш және орайтын (май, жағатын май) үй-жайларда жүзеге асырылады.
77. Мұнай өнімдерін ыдыстарға құюға арналған құю пункттерін климат жағдайларына және мұнай өнімдерінің түрлеріне байланысты, үй-жайларда немесе ашық алаңдарда қалқалардың астында, ал оралғандары - тек үй-жайларға орналастыру керек.
78. Тарататын, орайтын құрылғыларды негізгі құбыржолдарға қосуды ғимараттар мен алаңдардан тысқары, бітеме арматураны олардың негізгі құбырға қосылу орнына орната отырып жүргізу керек.
79. Тарататын және орайтын үй-жайлар мұнай өнімдерінің мөлшерін жіберу және анықтау үшін құрылғылармен (есептеуіштермен, таразылармен, сорғылармен, май және отын тарататын колонкалармен, арнайы оралған құрылғылармен, ыдысқа салу желілерімен және т. б.), механикаландыру құралдарымен, жылыстау жинақтарымен, құюды автоматты түрде тоқтату құралдарымен жарақтандырылуы тиіс.
80. Тікелей арнайы жабдықталған автомашиналарда орнатылған бөшкелерде тез тұтанатын мұнай өнімдерін құюды жүргізуге жол беріледі.
Бөшкелерге құю автоцистерналарға арналған алаңдарда немесе құятын жерде орналасқан алаңдарда арнайы құрылғылармен жүргізілуі тиіс.
81. Мұнай базалары үшін тез тұтанатын және жанғыш мұнай өнімдері үшін тарату құрылғылары жеке ғимараттарда (үй-жайларда) немесе жеке алаңдарда орналасады.
Мұнай өнімдерін тарату құрылғыларына беру өздігінен ағатын немесе жіберу тоқтатылған кезде жұмыс істейтін қорғаушы клапандармен жабдықталған сорғылардың көмегімен жүзеге асырылуы мүмкін. Есептеуіштердің жарамсыздығы кезінде мұнай өнімдерін жіберуді бақылау үшін құю бөлмелерінде тауарлық таразылар болған жөн.
82. Автотаразыларды платформасы атмосфералық шөгінділерден қалқамен қорғалған болуы тиіс. Тек көлденең учаскелерде таразыларды орналастыруға жол
83. Тарату крандарының арасындағы қашықтық 1 м-ден кем болмауы, ал еденнен кранды орналастыру биіктігі - стандартты бөшкенің биіктігінен кем болмауы тиіс.
Бір маркалы мұнай өнімдерінің түрлі сорттарын құю үшін бір жұмыс орнында үш тарату кранына дейін орналастыруға тек бір сортты бір уақытта құйған жағдайда рұқсат етіледі.
84. Алынып тасталды - ҚР Үкіметінің 2011.02.09 № 108 (алғашқы ресми жарияланғанынан кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі)
Қаулысымен.
85. Құю үй-жайының алдына механикаландыру құралдарымен жабдықталған (бөшке көтергіштермен, аспалы кран-балкалармен және басқалары)
биіктігі 1-1,1 м тиеу-түсіру алаңын орналастырған жөн, ал орау үй-жайлары өнімді қоймаға беру және көлік құралдарына тиеу үшін транспортерлермен жабдықталған болуы тиіс.
86. Жалпы сыйымдылығы 400 м аспайтын майға арналған резервуарларды бір қабатты құю және орау төле үй-жайларында, сондай-ақ ыдыстағы майлар үшін олармен біріктірілген қоймалық үй-жайлардың ғимаратында орналастыруға рұқсат етіледі. Бұл ретте көрсетілген ғимарат отқа төзімділіктің екінші дәрежесінен төмен болмауы тиіс. Көрсетілген төле үй-жайларынан шығу тікелей сыртқа болуы және бірінші қабатқа қатынамауы тиіс.
87. Көлемі қоса алғанда 100 м дейінгі қыздыруды талап ететін май жіберу үшін тағайындалған тарату резервуарларын олардың шетжағы құю үй- жайларында жататындай етіп орналастыруға рұқсат етіледі, ал көлемі қоса алғанда 25 м дейінгі осындай резервуарларды үй-жайдан тысқары резервуарлардан бу бұруды қамтамасыз ететін жағдайларда құю үй-жайында орналастыруға рұқсат етіледі.
4.7 Электр мен найзағайдан қорғау
88. Тез тұтанатын және жанғыш сұйықтықтармен технологиялық операцияларда статикалық электр разрядтарының қауіптілігін жою үшін мынадай шараларды көздеу қажет:
резервуарларды, цистерналарды, құбыржолдарды, деңгейін өлшеу және сынамалар алу құралдарын жерге қосу;
мұнай өнімдерінің өтімділігін арттыру үшін қосымдарды қолдану;
резервуарларға, кемелерге, автомобиль және темір жол цистерналарына ашық түсті мұнай өнімдерін құю жылдамдығын азайту жолымен статикалық электр зарядтары генерациясының қарқындылығын төмендету.
89. Жерге қосу құрылғыларын статикалық электрден қорғау үшін электр жабдықтары мен найзағайдан қорғауға арналған жерге қосу құрылғыларымен біріктірген жөн. Тек статикалық электрден қорғауға арналған жерге қосу құрылғыларының кедергісі 100 Ом-нан жоғары болуға рұқсат етілмейді.
90. Ғимараттар мен құрылыстар найзағайдың тікелей соққысынан, электр статикалық, электр магниттік индукциядан, жерүсті және жерасты метал коммуникациялар арқылы жоғары шаманың енуінен қорғалуы тиіс.
91. Техникалық құрылғылар найзағайдың тікелей соққысынан және электр статикалық индукциядан қорғалуы тиіс.
92. Ғимараттар мен құрылыстарды найзағайдың тікелей соққысынан қорғау жеке тұрған немесе ғимараттарға орналастырылған оқшауланбаған сырықты немесе арқан жайтартқышпен орындалуы тиіс. Оларды қорғалатын ғимараттарда немесе құрылыстарда әрбір сырықты жайтартқышқа немесе әрбір арқан жайтартқыштың тіреуіне орналастыру кезінде кем дегенде екі ток тартқыш төселуі тиіс.
93. Резервуарлар найзағайдың тікелей соққысынан былайша:
резервуарлардың корпустары төбе металының қалыңдығы 4 мм-ден кем болғанда - жеке немесе резервуардың өзінде орнатылған жайтартқыштармен;
резервуарлардың корпустары төбе металының қалыңдығы 4 мм және астам болғанда, сондай-ақ сыйымдылығы 200м -тан кем жекелеген резервуарлар төбе металының қалыңдығына қарамастан - жерге қосқыштарға жалғастырумен
94. Резервуарлардың жерүсті парктері үшін найзағайдың тікелей соққыларынан, найзағайдан қорғауды жеке тұрған жайтартқыштармен орындаған жөн; жобадағы негіздемеге сәйкес резервуарлардың өзінде орнатылған жайтартқыштармен қорғауға жол беріледі.
95. Металл қаңылтырмен ішінен қапталмаған жерасты темірбетонды резервуарлар парктер жеке тұрған жайтартқыштармен найзағайдың тікелей соққыларынан қорғалуы тиіс.
5. Мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларындағы құрылыс- монтаж жұмыстары кезінде қойылатын қауіпсіздік талаптары
96. Мұнай базасының немесе автожанармай құю станцияларының құрылыс- монтаж жұмыстарына жұмыстарды ұйымдастыру тәртібі әзірленеді.
97. Жұмыстарды ұйымдастыру тәртібінде:
құрылыс-монтаж жұмыстарын орындаудың кезектілігі;
көтергіш-көлік құралдарын және басқа да тетіктерді пайдалану мүмкіндігі;
бақылау, пісірілген жіктерді термикалық өңдеу, жабдықтар мен техникалық құрылғыларды сынау және диагностикалау жұмыстарының орындалу тәртібі;
көтергіш тетіктерді, жабдықтарды көшіру, өрт сөндіру құралдарын орналастыру тәртібі;
жұмыстарды жүргізу қауіпсіздігін қамтамасыз ететін шаралар көзделеді.
98. Құрылыс жобалық құжаттамаға сәйкес орындалады.
99. Жобалық құжаттамадан ауытқу, жобамен көзделмеген материалдарды пайдалану анықталған кезде құрылыс-монтаж жұмыстарының орындалу сапасы, табылған бас тартулар түзетуге жатады.
100. Техникалық құрылғылар мен олардың элементтерін монтаждау және жөндеу кезінде пісіру қосылыстарының қажетті пайдалану сенімділігін қамтамасыз ететін пісірулердің барлық түрлерін қолдануға рұқсат етіледі.
Құбыржолдардың пісіру қосылыстарын бүлдірмейтін әдістермен бақылау 7512-82 МЕМСТ, 14782-86 МЕМСТ, 18442-80 МЕМСТ, 21105-87 МЕМСТ, 23055- 78 МЕМСТ, 25225-82 МЕМСТ-ға сәйкес жүргізіледі.
101. Пісіру материалдарының сертификаттары болуы тиіс.
102. Монтаждау кезінде отпен жұмыс істеуді орындау Қазақстан Республикасы Төтенше жағдайлар министрінің 2006 жылғы 8 ақпандағы N 35 бұйрығымен бекітілген Өрт қауіпсіздігі ережелерінің талаптарын сақтаумен жүргізіледі.
103. Техникалық құрылғыларды монтаждау кезінде материалдардың, құбырлардың, жабдықтардың, құбыржолдар мен арматуралардың бөлшектері сапасының кіру бақылауы олардың сертификаттарына сәйкестігіне, орындалған жұмыстардың сапасына операциялық бақылау жүргізіледі. Бақылау нәтижелері актімен ресімделеді, мәліметтер бұйымдар мен орындалған жұмыстардың сапасын растайтын барлық құжаттарды қоса берумен техникалық паспортқа енгізіледі.
104. Қолданылу мерзімдері өтіп кеткен бұйымдар мен материалдар тексеріс жүргізілгеннен, ақаулар жойылғаннан, олардың сапасы мен қолданылу қауіпсіздігін қамтамасыз ететін сынау, сараптама және басқа жұмыстардан кейін ғана монтаждауға беріледі.
Құбыржол арматурасы зауыттық сынаулар мен кепілдік мерзіміне қарамастан, монтаждауға берілу алдында беріктік пен саңылаусыздыққа сынауға жатады.
105. Тоттанумен ласталған, зақымдалған, түрі өзгерген, қорғаныш жабындылары зақымдалған жинамалы бірліктерді, құбырларды, бөлшектерді және басқа да бұйымдарды монтаждауға рұқсат етілмейді.
106. Үйіндінің ішінде монтаж жұмыстарын орындау үшін қазылған шұңқырлар мен орлар бұл жұмыстар аяқталған соң көмілуі және жоспарлануы тиіс. Жұмыстарда ұзақ үзілістер болған жағдайда уақытша қоршаулар орнатылуы
107. Құрылыс-монтаж жұмыстарының процесінде:
құрылыс жұмыстарының сапасын;
жабдықтарды, өнім құбырларын, бу құбырларын және су құбырын, кәріз және жылумен жабдықтау, кәбілдік және басқа да коммуникациялар желілерінің конденсат-құбырларын монтаждау сапасын;
жерасты құрылыстарын, резервуарлар мен құбыржолдарды төсеу тереңдігін;
жерүсті құбыржолдары төсемдерінің биіктігін;
көлденең және тік жазықтықтарда құбыржолдың жол берілетін иілу радиустарын;
авторлық қадағалауды бақылау жүзеге асырылады.
108. Сорғы агрегаттарын монтаждау, жөндеу, сынау дайындаушы- зауыттардың жобасы мен нұсқауларына сәйкес жүргізілуі керек.
109. Құрылыс-монтаж жұмыстары аяқталғаннан кейін жиналмаған конструкцияларды, жабдықтарды және шұңқырлар мен орлардың көмілмеген учаскелерін қалдыруға жол берілмейді.
6. Жабдықтарды пайдалануға қабылдау
110. Резервуарларды пайдалануға қабылдауды сыртқы байқаудан, резервуарларды оларға орнатылған жабдықпен бірге тығыздылық пен саңылаусыздыққа сынаудан және ұсынылған құжаттаманың жобалық құжаттаманың талаптарына сәйкестігін бағалаудан кейін жүргізеді.
Резервуарлар сынауды жүргізу уақытына ескерту белгілерімен қоршалады және олардың маңында адамдардың болуына рұқсат етілмейді.
111. Резервуарларды беріктікке сынауды тек есептік гидравликалық жүктемеге ғана жүргізеді. Төмен қысымды резервуарларды сынау кезінде артық қысымның көлемі 25%-ға, ал вакуум, егер жобада басқа нұсқаулар болмаса, жобаның шамасынан 50%-ға артық қабылданады. Жүктеменің ұзақтығы 30 мин.
112. Резервуарларды монтаждан қабылдау кезінде металл немесе синтетикалық понтондармен төмендегілер тексеріледі:
резервуардың қабырғасы мен понтонның борты арасындағы саңылаудың және сақиналық тиектің, бағыттаушы құбырлар тиектерінің, деңгейі мен орталық тіреудің қолмен өлшеу құбырларының орналасу тығыздығының шамасы;
жалғанған жіктер мен кілем материалдарының жай-күйі (пісірілмегендер, үзілулер, сызаттар, бөгде қосулар, қатпарлану және кебулерге жол берілмейді);
қораптардың, қалтқылардың жай-күйі;
жерге қосуды бекітудің болуы;
секциялардың тиегін қатаңдату сақинасымен бекіту;
өз арасында тордың жолағын және периметр бойынша тордың шеттерін бітеуді қосу;
статикалық электрден қорғаудың болуы;
тиек конструкциясының жұмыс қабілеттілігі;
дренаждық құрылғылардың жұмыс қабілеттілігі;
тегістікті өлшеуіштің, сынамаалғыштың жұмыс қабілеттілігі.
113. Егер понтонды дайындау немесе монтаждау кезінде жобадан немесе әзірлеуші-ұйымның ұсынымдарынан ауытқуға жол берілген болса, қабылдау әзірлеуші-ұйым өкілінің қатысуымен жүргізіледі.
114. Понтондармен резервуарларды гидравликалық сынауды нығыздаушы тиектерді орнатқанға дейін жүргізеді. Бұл ретте төбесі қалқымалы резервуарларда жылжымалы баспалдақтың, дренаждық құрылғылардың және басқа жабдықтардың жұмысын қадағалайды. Гидравликалық сынаулар кезінде понтонды немесе қалқымалы төбені көтеру (түсіру) жылдамдығы пайдалану кезіндегіден аспауы тиіс. Понтонның қозғалысы бір қалыпты, тұтылусыз, жұлқуларсыз, шусыз және понтонның бетіне сұйық тимейтіндей болуы тиіс.
115. Резервуарларды саңылаусыздыққа сынау оны жобалық құжаттамамен көзделген биіктікке дейін сумен толтырумен жүргізілуі тиіс.
116. Сыртқы тексеру кезінде табылған ақаулар резервуар элементтерін саңылаусыздыққа сынау жүргізілгенге дейін жойылады. Ақаулар кейіннен пісірумен тиісті учаскелерді кесіп тастау және қорыту арқылы жойылады.
Пісіру қосылыстарына бедер салуға жол берілмейді.
117. Резервуар түбінің барлық пісірілген жіктерінің саңылаусыздығын вакуум әдісімен тексереді.
Резервуар қабырғасының тігінен пісірілген жерлері рентгендік- немесе гамма-жарықтандырумен, ультра-дыбысты ақаутапқышпен, магнитографиялық немесе 3242-79 МЕМСТ-ға сәйкес басқа физикалық әдістермен тексеріледі.
Резервуарларды сынаулардың нәтижелері қанағаттанғысыз болған жағдайда, табылған ақаулар жойылуы, ал сынаулар қайталануы тиіс.
Резервуарларды сынауларды жүргізу туралы актілер әрбір сынау бойынша жасалады.
Сынаулардың нәтижелері бойынша мәліметтер паспортқа енгізіледі.
118. Құбырды көзбен шолып байқау кезінде: монтаждалған құбыржолдың жобалық құжаттамаға сәйкестігі; бекіткіш құрылғыларды орнатудың дұрыстығы, оларды ашу мен жабудың жеңілдігі; барлық жобалық бекіткіштерді орнату және барлық уақытша бекіткіштерді алу; ауа өткізгіштер мен дренаждардың бұрандаларын қоса алғанда, барлық пісіру жұмыстарының аяқталуы; термоөңдеу бойынша жұмыстарды аяқтау тексеріледі.
119. Беріктік пен тығыздыққа сынау кезінде сыналатын құбыржол аппараттардан және басқа құбырлардан бітеуіштермен ажыратылады. Сыналатын құбырды ажырату үшін жапқыш арматураны пайдалануға жобамен негізделген жағдайларда жол беріледі.
120. Сынауларды жүргізу кезінде құбыржолда орнатылған барлық жапқыш арматура толық ашық болуы, тығыздамалар нығыздалуы тиіс; реттеуші клапандар мен өлшеуіш құрылғылардың орнына монтаждық катушкалар; барлық бұрандалар, штуцерлер, біліктер бітелуі тиіс.
121. Сынауларды жүргізу уақытына бітеуіштердің орналасу орны ескерту белгілерімен белгіленеді және олардың маңында адамдардың жүруіне жол берілмейді.
122. Сынау кезінде қысым салыстырып тексеруден өткен және пломбаланған екі манометрмен бақылануы тиіс. Манометрлердің дәлдік сыныптылығы 1,5-тен төмен болмауы, корпустың диаметрі 160 мм-ден кем болмауы және шәкілдің атаулы қысымы өлшенетіннен 4/3 болуы мүмкін. Бір манометр жапқыш вентильден кейін престеу агрегатында, басқасы престеу агрегатынан неғұрлым алыстатылған құбыр нүктесінде орнатылады.
123. Шартты қысымы 10 МПа (100 кгс/см ) дейінгі құбыржолдарды беріктік пен тығыздыққа сынау гидравликалық немесе пневматикалық тәсілмен жүргізіледі. Артық қысымсыз жұмыс істейтін, 20 м-ден кем құбыржолдарға сынақ жүргізілмейді.
124. Гидравликалық сынауды пневматикалық сынауға ауыстыруға мынадай жағдайларда рұқсат етіледі:
егер көтеруші құрылыс конструкциясы немесе тіректер құбыржолды сумен толтыруға есептелмесе;
қоршаған ортаның температурасы 0 С-тан төмен және құбыржолдың жекелеген учаскелерінің қату қауіптілігі болған кезде;
егер сұйықты (суды) қолдану өзге де себептер бойынша мүмкін болмаса.
125. Құбыржолдарды гидравликалық сынау әсіресе жылдың жылы уақытында қоршаған ауаның қолайлы температурасы кезінде жүргізіледі.
Гидравликалық сынаулар үшін +5 С-тан төмен емес және +40 С-тан жоғары емес температурадағы су қолданылады.
Егер гидравликалық сынау қоршаған ауаның температурасы 0 С-тан төмен кезінде жүргізілсе, судың қатуына қарсы шаралар қабылданады және құбыржолды сенімді босату қамтамасыз етіледі.
Құбыржолды гидравликалық сынау аяқталғаннан кейін толығымен босатылады және су толық кеткенге дейін желдетіледі.
126. Беріктікке сынамалық қысымның шамасы жобалық құжаттамамен белгіленеді және мынаны қамтуы тиіс:
125р бірақ 0,2 МПа (2 кгс/см ) кем емес, [Q] [Q] 1 мұндағы Р - құбырдың есептік қысымы, МПа;
- қоршаған ауаның температурасы + 20 С кезінде құбыржол материалы үшін рұқсат етілетін кернеу;
[Q] - ең жоғары, оң есептік температура кезінде құбыржол материалы үшін рұқсат етілетін кернеу.
Барлық жағдайларда сынамалық қысымның шамасы құбыржол қабырғасында баламалық қысым сынау температурасы кезінде материалдың аққыштық шегі сынамалық қысым кезінде 90%-дан аспайтындай қабылдануы тиіс.
127. Арматураға дайындаудан немесе жөндеуден кейін сынамалық қысыммен гидравликалық сынау жүргізіледі.
128. Құбыржолды сумен толтыру кезінде толығымен ауадан тазартылады.
Сыналатын құбыржолдағы қысым жайлап көтеріледі. Қысымның көтерілу жылдамдығы жобалық құжаттамада көрсетілуі тиіс.
129. Сыналатын құбыржолға суды кұбыржолда болатын қысым сынау қысымынан аспайтындай жағдайда тікелей су құбырынан немесе сорғымен құюға рұқсат етіледі.
130. Сынау кезінде талап етілетін қысым сыналатын құбырға гидравликалық преспен немесе екі жапқыш вентиль арқылы жалғастырылған сорғымен жасалады.
Сынау қысымына қол жеткізілгеннен кейін құбыр престен немесе сорғыдан ажыратылады.
Құбырдағы сынау қысымы 10 минут ұсталады (беріктікті сынау), одан кейін оны жұмыс қысымына дейін төмендетіп, пісіру жіктерін мұқият тексеруді жүргізеді (тығыздылықты сынау).
Тексеру біткеннен кейін қысымды қайтадан сынауға дейін көтереді және тағы 5 минут ұстайды, одан соң қайтадан жұмыс қысымына дейін төмендетеді және екінші рет құбырды мұқият тексереді.
Тығыздыққа сынау ұзақтығы құбыржолды тексеру және ажырайтын қосылыстардың саңылаусыздығын тексеру уақытымен анықталады.
Гидравликалық сынау біткеннен кейін құбырдағы барлық ауа салқындатқыштар ашық болуы тиіс және құбыржол толығымен тиісті дренаждар арқылы судан тазартылуы тиіс.
131. Беріктік пен тығыздыққа гидравликалық сынаулар нәтижелері, егер сынау уақытында үзілулер, көрініп тұрған деформациялар, манометр бойынша қысымның түсуі болмаса, ал негізінен металда, пісіру жіктерінде, арматураның корпустарында, ажырайтын қосылыстарда және барлық бұрандаларда ағулар мен тершулер болмаса, қанағаттанарлық деп танылады.
132. Сынаулардың қанағаттанғысыз нәтижелері кезінде табылған ақаулар жойылуы, ал сынаулар қайталануы тиіс.
Құбыржол қысымда болған кезде пісіру жіктерін бедерлеуге және ақауларды жоюға жол берілмейді.
133. Құбыржолдарға сынаулар жүргізу туралы тиісті акт жасалады.
134. Құбыржолдар жұмыстарды ұйымдастыру жобасының нұсқауларына сәйкес шайылады немесе үрленеді.
Шаю сумен, маймен, химиялық реагенттермен және рұқсат етілетін басқа да технологиялық заттармен жүзеге асырылады.
Үрлеу сығылған ауамен, бумен немесе инертті газбен жүзеге асырылады.
135. Құбыржолды шаю немесе үрлеу уақытында төмен түсіретін желілерде және тұйықталған учаскелерде орнатылған арматура толық ашық болуы тиіс, ал шаю немесе үрлеу біткеннен кейін мұқият тексерілуі және тазартылуы тиіс.
136. Құбыржолдарға беріктік пен тығыздыққа кәдімгі сынаулардан басқа сынау уақытында қысымның түсуін анықтаумен саңылаусыздыққа қосымша пневматикалық сынау жүргізіледі.
Технологиялық жабдықтың бекіткішінде тұрған құбыржолдар осы жабдықпен бірге сыналады.
137. Саңылаусыздыққа қосымша сынау беріктік пен тығыздыққа сынаулар, шаю және үрлеу жүргізілгеннен кейін ауамен немесе инертті газбен жүргізіледі.
138. Саңылаусыздыққа қосымша сынау жұмыс қысымына тең қысымда
139. Қосымша сынаулардың ұзақтығы кемінде 24 сағатты құрауы және сыналатын әрбір құбыржол үшін жобалық құжаттамада көрсетілуі тиіс.
Мерзімді сынаулар кезінде, сондай-ақ құбыржолды пісірумен және бөлшектеумен байланысты жөндеуден кейін сынаудың ұзақтығы кемінде 4 сағатқа белгіленеді.
140. Саңылаусыздыққа қосымша сынау аяқталғаннан кейін әрбір құбыржол бойынша тиісті акт жасалады, мәліметтер паспортқа енгізіледі.
7. Мұнай базаларын, автожанармай құю станцияларын пайдалану
7.1. Жалпы талаптар
141. Мұнай базаларын, автожанармай құю станцияларын пайдалану өнеркәсіптік, экологиялық қауіпсіздік талаптарын орындаумен жүзеге асырылады.
142. Мұнай базаларын қауіпсіз пайдалануға:
техникалық құрылғыларды, материалдарды өнеркәсіптік қауіпсіздік бойынша заңнамада белгіленген талаптарға сәйкес қолдануға рұқсат берумен;
мұнай базаларын, автожанармай құю станцияларын қауіпсіз пайдалануды қамтамасыз ететін техникалық және ұйымдастыру шараларын жүзеге асырумен:
құрылыстарды орналастырумен және іргелес аумақты, техникалық құрылғыларды жайластырумен және жұмыс орындарын ұйымдастырумен;
сенімді жұмыс істейтін, салыстырылып тексерілетін және тексерілетін өлшеу және автоматтандыру құралдарын, аварияға қарсы қорғау құрылғыларын, өрт қауіпсіздігі мен электр қауіпсіздігі ақпаратын алу, өңдеу және беру құралдарын қолданумен;
тез әсер ететін герметикалық жапқыш және реттеуші арматура мен қауіпті және зиянды өндірістік факторларды оқшауландыру құралдарын қолданумен;
қызметкерлердің тиісті біліктілігімен, олардың білімін және жұмыстарды қауіпсіз орындау дағдыларын тексерумен;
қызметкерлерді қорғау құралдарын қолданумен қол жеткізіледі.
143. Автожанармай құю станцияларын пайдалану 1996 жылғы 25 қазанда Қазақстан Республикасының Мемтаукентехқадағалауы бекіткен Стационарлық, контейнерлік және жылжымалы станцияларды техникалық пайдалану ережелеріне сәйкес жүзеге асырылады.
Мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларында жабдықтарды, тетіктерді, құрал-жабдықтарды жарамсыз күйде немесе қауіпсіздік құрылғылары (бөгеуші, тіркеуші және сигналдық тетіктер мен аспаптар) жарамсыз болған кезде, сондай-ақ жүктемелер мен қысымдар паспорттағыдан жоғары болған кезде пайдалануға жол берілмейді.
144. Жұмысқа қосу немесе жабдықтарды, аппараттарды, құбыржол учаскелерін тоқтату кезінде жарылыс қаупі бар қоспалардың технологиялық жүйеде түзілуінің алдын алу бойынша шаралар (инертті газбен үрлеу, үрлеудің тиімділігін бақылау) көзделуі тиіс.
145. Жүк көтергіш машиналар мен тетіктерде, қысыммен жұмыс істейтін бу қазандарында, ыдыстарда олардың шекті жүк көтергіштігі, қысымы, температурасы және кейінгі техникалық куәландыру мерзімдері белгіленуі тиіс.
146. Лебедкаларда, крандар мен басқа да жүк көтергіш тетіктерде рұқсат етілетін жүк көтергіштікті шектеуіштер, жүк пен тетіктің өзінің өздігінен қозғалуына жол бермейтін тежегіш құрылғылар мен фиксаторлар болуы тиіс.
7.2. Резервуарлық парктер мен жекелеген резервуарларды пайдалану
147. Әрбір пайдаланылатын резервуарда:
жобаға сәйкестігі болуы, мынадай мәліметтерді қамтитын паспорты болуы:
резервуардың типі, технологиялық схема бойынша резервуардың нөмірі, пенокамераның бұрандамасына дейін резервуардың нақты биіктігі, резервуардың базалық биіктігі, механикалық клапанның өткізу қабілеттілігі, гидравликалық клапанның өткізу қабілеттілігі, тыныс клапандарының типі мен саны;
отты сақтандырғыштардың типі мен саны;
резервуар паркінің технологиялық схемасына сәйкес корпуста айқын жазылған реттік нөмірі; тереңдетілген резервуардың нөмірі арнайы орнатылған кестеде көрсетілуі тиіс.
Тұнба беретін, саңылаусыздығы жоқ, сондай-ақ жабдықтарының ақаулықтары бар резервуарларды пайдалануға жол берілмейді.
148. Тыныс арматурасы жобалық қысымға реттелуі тиіс, ал оның дұрыс жұмыс істеуі пайдалану жөніндегі нұсқауларға сәйкес тексерілуі тиіс. Жылдың қысқы маусымында тыныс клапандары қыраулардан күніне кем дегенде 4 рет тазартылуы тиіс.
149. Қолданыстағы резервуарларда оттың (жарылыстың) туындауын болдырмайтын шараларды қолданбай, уақытша отпен жұмыс істеуді жүргізуге жол берілмейді.
150. Резервуарлар мен арматураға мынадай мерзімдерде техникалық тексеру жүргізілуі тиіс:
тыныс клапаны - жылдың жылы уақытында айына кем дегенде екі рет және қоршаған ауаның қолайсыз температурасы кезінде кем дегенде 10 күнде бір рет;
сақтандырғыш гидравликалық клапан - жылдың жылы уақытында айына кем дегенде екі рет және қоршаған ауаның қолайсыз температурасы кезінде кем дегенде 10 күнде бір рет;
отты сақтандырғыш - ауаның қолайлы температурасы кезінде - айына бір рет, ал қолайсыз кезде - 10 күнде бір рет;
желдеткіш келтек құбыр - айына бір рет;
пенокамералар мен пеногенераторлар - айына бір рет;
деңгейді өлшеуге және орташа сынаманы іріктеуге арналған аспап, деңгейді шектеуіш - кем дегенде айына бір рет;
қабылдау-тарату келтек құбырлары - әрбір қабылдау-тапсыру кезінде, бірақ кем дегенде айына екі рет;
қабылдау-тарату келтек құбырында қайта іске қосу құрылғысы - әрбір қабылдау-тапсыру кезінде, бірақ кем дегенде айына екі рет;
ысырмалар (бітеу) - әрбір қабылдау-тапсыру кезінде, бірақ кем дегенде айына екі рет;
өлшеу қақпағы, жарық қақпағы - әрбір пайдалану кезінде, бірақ кем дегенде айына бір рет (жабындысыз жарық қақпақтары);
имекті кран - әрбір қабылдау-жіберу кезінде, бірақ кем дегенде айына екі рет.
151. Жабдықтар мен арматураларды тексеру нәтижелері мен жойылған бұзылушылықтар техникалық жетекші бекіткен нысан бойынша журналға Металл резервуарлар мерзімді түрде:
жылына кем дегенде екі рет - реактивті отын, авиациялық бензин, авиациялық май және оның компоненттері, тура қуылатын бензин үшін;
жылына кем дегенде бір рет - майлайтын майға қосым және қосымдағы май үшін;
екі жылда кем дегенде бір рет - қалған майлар, автомобильдік бензин, дизель отыны, парафиндер және басқа да ерекшелігі жағынан оларға ұқсас мұнай өнімдері үшін қорғалады.
152. Мұнай өнімдерінің қалдықтарынан резервуарларды тазалауды өртке қарсы қауіпсіздік талаптарына жауап беруі тиіс арнайы құралдар мен құрылғыларды қолданумен механикаландырылған тәсілмен жүргізу керек.
7.3. Құбыржолдарды пайдалану
153. Құбыржолдар мерзімді түрде тексерілуі тиіс. Тексерулердің мерзімдерін олардың тозу жылдамдығына, пайдалану тәжірибесіне, өткен байқаулар мен тексерулердің нәтижелеріне байланысты техникалық жетекші белгілейді, бірақ мұнай өнімдерін тасымалдайтын құбыржолдар үшін кем дегенде үш жылда бір рет және қалғандары үшін кем дегенде алты жылда бір рет.
154. Құбыржолдарды тексеру кезінде сыртқы және ішкі байқауды жүргізеді.
Сыртқы байқау кезінде: бекітуді қоса алғанда, пісіру жіктері мен ернемектік қосылыстардың жай-күйін; барлық қосылыстардың саңылаусыздығын; тірек конструкциялары іргетасының және аспаларының жай-күйін; жылжымалы тіректер жұмысының дұрыстығын; ауыстырушы құрылғылардың жай-күйі мен жұмысын; дренаждық құрылғылардың, арматураның жай-күйін тексереді.
Ішкі байқау кезінде: тоттанудың, сызаттың бар-жоғын; құбыр мен құбыр бөлшектерінің, төсемелердің, ернемектердің пісіру жіктерінің, ернемектердің бетімен түйіндесетін арматураның және арматураның қабырғаларының қалыңдығының азаюын тексереді.
Құбыржолды бұзуға немесе тексеруге жататын учаскені кесу арқылы бөлшектейді.
Байқау нәтижелері актімен ресімделеді. Барлық айқындалған ақаулар жойылуы тиіс.
155. Тез тұтанатын сұйықтықтар (бензин, керосин) тасымалданатын құбыржолдарға жүргізілген тексерулер мен жөндеу туралы мәліметтер және күні жазылған паспорт жасалуы тиіс.
7.4. Сорғы станцияларын пайдалану
156. Редукторды қоса алғанда, сорты мен қозғалтқыш бір агрегат болып саналады. Әрбір сорғы агрегатының реттік нөмірі болуы тиіс. Қозғалтқышта, сорғы мен редукторда айналу бағытын көрсететін стрелкаларды, ал іске қосу құрылғысында - "Іске қосу" және "Тоқта" деген жазбаларды орнатады.
157. Әрбір сорғы агрегатында формуляр болуы тиіс, оған оның жұмысын есепке алу деректері, жүргізілетін жөндеу көлемі енгізіледі. Формулярды сорғы агрегаттарын пайдалануға жауапты қызметкер толтырады.
158. Агрегаттар арасындағы өту жолдарын материалдармен, жабдықпен немесе басқа заттармен үйіп тастауға тыйым салынады.
159. Сорғы агрегаттарын техникалық тексеру мен жөндеуді дайындаушы- зауыттың нұсқаулықтарына сәйкес бекітілген кесте бойынша, қауіптілігі жоғары жұмыстарды жүргізуге тапсырыс-рұқсатты ресімдеумен жүргізу қажет.
160. Тез тұтанатын мұнай өнімдерін қотару бойынша сорғылық үй-жайда мерзімді түрде кестеге сәйкес мұнай өнімдері буларының қауіпті концентрациясының бар-жоғын анықтау үшін қоршаған ауаға талдау жүргізу қажет. Қоршаған ауаны талдау жөндеу жұмыстарының басталуы алдындағыдай
7.5. Темір жол эстакадаларын және кірме жолдарды пайдалану
161. Электрлендірілген темір жолдарға жанасатын мұнай базаларындағы темір жолдардың кірме жолдарында екі оқшаулаушы түйіспе: біріншісі - төгу шөбінің шектерінде, екіншісі - тұйық стрелкасында орнатылуы тиіс.
162. Тура жүретін локомотив өткелі үшін құю-төгу эстакадасымен теміржолды пайдалануға жол берілмейді.
163. Цистерналарды төгу-құю кезінде қызмет көрсететін персоналға жұмыстың қауіпсіздігін қамтамасыз ететін эстакадаларды, құю тіреушіктерін алаңшалармен, өтпелі көпірлермен жабдықтау қажет.
164. Темір жол эстакадасында мөлдір мұнай өнімдеріне арналған аспалы көпіршелердің цистерналардағы тіректері үшін жасырын бұрандамалармен бірге ағаш немесе резеңке жастықтары болуы тиіс.
165. Құю-төгу құрылғыларының көтергіш тетіктері тетіктердің өздігінен айналуын болдырмайтын сақтандырғыш құрылғыларымен жарақтандырылады.
Құю тіреушіктерін бұрушы тетікпен бұру керек. Тіреушіктің үстіңгі бөлігіне бекітілген арқанды, тартымды қолдануға рұқсат етіледі. Осы мақсатқа құю-төгу құбыржолшегін немесе құбыржолды пайдалануға жол берілмейді.
166. Құю-төгу құрылғыларынан немесе жеке тұрған тіреушіктерден екі жағы бойынша (төрт өсті бір вагонның қашықтығында) олардың артынан локомотивтердің кіруіне жол берілмейді "Локомотивті тоқтату" сигналдық белгілері орнатылуы тиіс.
167. Цистерналарға авиациялық майларды, реактивті қозғалтқыштарға арналған отынды және авиациялық бензиндерді құю кезінде атмосфералық тұнбалар мен тозаңдардың түсуіне жол бермеу мақсатында темір жол эстакадалары қалқалармен немесе шатырлармен жабдықталуы тиіс.
168. Құю-төгу шебін жарықтандыру үшін прожекторлар, сондай-ақ жарылысқа қарсы сенімділігі жоғары стационарлық шамдар қолданылады.
7.6. Мұнай өнімдерін автоцистерналар мен ыдыстарға босатудың техникалық құрылғыларын пайдалану
169. Мұнай өнімдерінің жекелеген маркаларын (сорттарын) босатудың типі мен көлеміне байланысты жұмыс орындары (островкалар) жеке цистерналар секілді, автопоездарды да құюмен қамтамасыз етуі тиіс.
170. Құю көлеміне байланысты құю пунктінде қолмен басқарылатын құю тіреушіктері, оператордан жергілікті немесе қашықтықтан басқарумен автоматтандырылған құю қондырғылары қолданылады.
171. Автоматтандырылған жүйелердің көмегімен автоцистерналарды құюды басқаруды арнайы оқудан өткен операторлар орындауы тиіс.
172. Автоэстакадалар, автотұрақтар, сондай-ақ автоматтандырылған құю станциялары ақаусыз күйде ұсталуы тиіс, табылған мұнай өнімдерінің жылыстауы тез арада жойылуы тиіс. Ақаулы құрылғыларды пайдалануға жол
173. Мұнай өнімдерін босату учаскелерінде құмның қоры және мұнай өнімдерін оқыс төгілулерді жоюға және ластанған жерлерді тазалауға арналған құралдар қарастырылуы тиіс.
Мұнай өнімдерін алу кезінде қатаң тәртіп пен кезектілік сақталуы қажет.
Әрбір автомобильді тиеу орнын мұнай базасының операторлары көрсетеді.
7.7. Пирстарды, айлақтарды және айлақтық құрылыстарды пайдалануға қойылатын қауіпсіздік талаптары
174. Мұнай базаларында мұнай құю кемелерін болатпен арқандау үшін кірер жерде кепілді тереңдіктерімен бірге арнайы айлақтық құрылыстар болуы
175. Пирстер мен айлақтардағы судың қажетті тереңдігі кеменің түбіндегі тереңдіктің кепілдендірілген қорында оны түсіру мен тиеуге байланысты дифферентті ескере отырып, неғұрлым терең орналасқан кеменің шекті тұнбасына байланысты.
176. Мұнай базаларының пирстері мен айлақтарына су өткелдері барлық навигация ішінде кемелердің қауіпсіздігін және кедергісіз өтуін қамтамасыз етуі тиіс. Кеме жүрісінің габариттерін кепілдендіруді қамтамасыз ету мүмкіндігі болмаған жағдайда, олар әрбір күнге кірудің нақты жай-күйімен анықталады.
177. Мұнай базаларына су өткелдері мерзімді түрде қорғалуы тиіс. Кеме жүрістерінің белгіленген габариттерін ұстап тұру, су жолдарын, жол құрылыстарын, кеме жүзу жағдайының белгілерін тәртіпте ұстау су көлігі органына жүктеледі.
7.8. Желдетуге қойылатын қауіпсіздік талаптары
178. Мұнай базаларындағы өндірістік үй-жайлар қызметкерлердің аймақта болуында қоршаған ауаның жай-күйін 12.1.005-88 МЕМСТ талаптарына сәйкес қамтамасыз ететін желдеткішпен жабдықталуы тиіс.
179. Үй-жайларда қоршаған ауаның параметрлерін нормалау кезінде температуралардың рұқсат етілетін параметрлерінің, салыстырмалы ылғалдылықтың, 12.1.005-88 МЕМСТ сәйкес ауа қозғалысы жылдамдығының диапазонын негізге алу керек.
180. Пайдалануға іске қосуға дейін барлық желдету қондырғылары сыналуы және реттелуі тиіс; зауыттық паспорты болмаған жағдайда, оларға техникалық паспорттар (формулярлар) жасалуы тиіс.
181. Желдету қондырғыларын іске қосу сынаулары алдында:
желдету жабдығын орнатудың дұрыстығын, ауаарналарының, каналдардың, желдету камераларының, шахталардың және басқа да құрылғылардың жобаға сәйкес дайындалуы мен монтажын;
желдету жабдығының, ауа бөлулердің және басқа элементтердің бекіту сенімділігін;
кедергілік құрылғылардың орналасуын орнықтыратын тетіктердің бар- жоғын және осы құрылғыларды басқару қолайлылығын;
жобада көзделген шуға қарсы іс-шаралардың орындалуын;
регламент талаптарының орындалуын;
жобаның арнайы талаптарының орындалуын тексеру қажет.
Желдету қондырғыларын тексеру кезінде анықталған бұзылушылықтар мен кемшіліктер сынаудың басталуына қарай жойылуы тиіс.
182. Мұнай базаларында сумен жабдықтау жүйелері тиісті сапада сумен және қажетті көлемде өндірістік, тұрмыстық және 3.01.067-97 "Ауыз су" СанЕмН талаптарына сәйкес өртке қарсы қажеттілікпен қамтамасыз етуі тиіс.
8. Мұнай өнімдерін қабылдауға және босатуға қойылатын қауіпсіздік талаптары
183. Мұнай өнімдерін қабылдау мен босатуды мұнай базалары тек арнайы төгу-құю құрылғылары арқылы жүргізуі тиіс:
Темір жол цистерналары - жекелеген тіреушіктер немесе төгу қондырғылары арқылы арнайы эстакадаларда;
теңіз және өзен кемелері - айлақтық құрылыстар арқылы немесе айлақсыз тәсілмен;
автомобиль цистерналары - құю станцияларында, автоэстакадаларда, жекелеген тіреушіктер арқылы;
бөшкелер, бидондар және басқа ыдыстар - құю және өлшеп-орау пункттері;
магистральдық мұнай өнімдері құбырлары бөлулері бойынша.
184. Құюмен және вагон-цистерналарда, теңіз және өзен кемелерінде, автомобильдік көлікте тасымалдауға рұқсат етілген мұнай өнімдерінің тізбесі, буып-түю мен таңбалау, құю мен тасымалдауға арналған көлік құралдарын дайындау 1510-84 МЕМСТ талаптарына сәйкес болуы тиіс.
185. Тез тұтанатын және жанғыш мұнай өнімдерін төгу және құю саңылаусыздануы тиіс, құйылатын саңылаусыз ыдыстан буды бөлу тәсілі жобалық құжаттамамен анықталады.
186. Тұтқырлығы жоғары қыздырылған мұнай өнімдерін темір жол цистерналарына, құю кемелеріне, бункерлік жартылай вагондарға, автобитум тасымалдаушыларға, автогудронаторларға "Темір жол көлігі және жүктерді тасымалдау объектілері бойынша санитарлық-эпидемиологиялық ережелер мен нормаларды бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Денсаулық министрінің 2006 жылғы 3 ақпандағы N 43 бұйрығымен көзделген және Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде N 4104 болып тіркелген температураларда құю керек.
187. Тұтқыр және тұтқырлығы жоғары мұнай өнімдерін (май, мазуттар, эмультұздар және басқалар) темір жол цистерналарына төменнен төгу аспабымен, сондай-ақ өнімді қыздыру құралдарымен жабдықталған кемелерге тиеу керек.
188. Мыналарға:
айлақтарда, темір жол және автомобильдік цистерналарының эстакадаларында найзағай кезінде және желдің жылдамдығы 15 м/с және одан артық болғанда кемелердің төгу-құю операцияларын жүргізуге;
резервуарларда, темір жол және автомобильдік цистерналарда және басқа конструкцияларда найзағай кезінде және желдің жылдамдығы 12,5 м/с және одан артық болғанда биіктікте жұмыстарды (сынамаларды іріктеу, деңгейді өлшеу және т. б.) орындауға жол берілмейді.
189. Ашық ауада барлық жұмыстар тоқтатылатын осы климаттық ауданда сыртқы ауа температурасы мен жел күшінің шекті мәндерін жұмыстардың жүргізілу орны бойынша қаланың (ауданның) әкімшілігі белгілейді.
190. Резервуарларды толтырудың (босатудың) ең жоғары өндірімділігі жобада көрсетілген шамалардан аспауы тиіс.
Понтондармен (жүзбелі шатырлармен) резервуарларды толтырудың (босатудың) өндірімділігі жобаға сәйкес понтонның көтеру (түсіру) жылдамдығы 6,0 м/сағ. аспайтындай болуы тиіс.
191. Темір жол цистерналарында, сондай-ақ төгу-құю құрылғыларында қатқан мұнай өнімдерін тек бумен, ыстық сумен, жылытылған мұнай өнімімен (айналымдық әдіс) немесе электр қыздырғышпен қыздыруға болады. Осы мақсат үшін ашық отты (алауларды, темір пешті, факелдерді, дәнекерлеу шамын)
қолдануға жол берілмейді.
Қыздыру уақытында мұнай өнімі температурасының артуы кезінде оның цистернадан шығарылмауын қадағалау қажет.
192. Темір жолдарда тез тұтанатын сұйықтармен тұрған темір жол цистерналарын стационарлық, қоймалық (шығыстық) ыдыстар ретінде
193. Төгу-құюға келетін мұнай құю кемелері өзінің жіктемесі, конструкциясы және жабдығы бойынша 1510-84 МЕМСТ талаптарына сәйкес мұнай өнімдерін тиеуге дайын болуы тиіс.
194. Мұнай өнімдерін қабылдау (тапсыру) аяқталғаннан кейін тарату құбырындағы ысырмалар магистральдық мұнай өнімдері құбыржолдарының пломбаларымен пломбаланады.
195. Мұнай өнімдерін кезекті қотару кезінде оларды барынша аз араластыру мақсатында физикалық-химиялық қасиеттері бойынша бір-біріне жақын мұнай өнімдерін алу керек.
Магистральдық мұнай өнімдерінің құбыржолдары бойынша қотару кезінде бензиннің температурасы 30 С-тан аспауы, керосин мен дизель отының температурасы 40 С-тан аспауы тиіс.
196. Автоцистерналарға мұнай өнімдерін босату құюдың автоматтандырылған жүйелері, автоэстакадалар және жеке тіреушіктер арқылы
197. Мұнай өнімдерін автомобильдік цистерналарға, тіркемелер мен жартылай тіркемелерге құю үшін арнайы, оның ішінде жоғарғы және төменгі құю құрылғыларымен, есептік-мөлшерлі құрылғылармен, сорғылық агрегатпен, қашықтықтан басқару пультімен, асыра құюдың алдын алуға және құю процесін саңылаусыздандыруға арналған құрылғылармен, сондай-ақ бірлік массасында (көлемінде) құйылатын мұнай өнімдерінің мөлшерін өлшеудің автоматтандырылған жүйелерімен жабдықталған автоматтандырылған құрылғылар қолданылуы тиіс.
198. Автоцистерналарға мұнай өнімдерін құюды шашырандысыз, сұйық қабатының астынан жүргізу қажет, ол құю құбыржолшектері мен құбыржолдарын цистернаның түбіне дейін түсірумен жеткізіледі. Шеттеріндегі құбыржолшектердің соққы кезінде ұшқын түзілу мүмкіндігін болдырмайтын металдан дайындалған ұштықтары болуы және жерге қосылуы тиіс.
199. Қоршаған ортаның ластануының алдын алу мақсатында құю құрылғылары тетікпен жабдықталуы немесе құю операцияларынан кейін құю құрылғыларынан мұнай өнімдерінің қалдықтарын құю мүмкіндігіне арналған ыдыспен жарақтандырылуы тиіс.
9. Мұнай өнімдерін сақтауға қойылатын қауіпсіздік талаптары
200. Резервуарды таңдау мұнай өнімінің сипаттамасына, тұтанғыштықты, өрт қауіптілігін, жарылыс қауіптілігін, буланғыштылығын, ұшқырлығын, уыттылығын ескере отырып, буланудан болатын мұнай өнімінің шығынын барынша азайтуды ескере отырып пайдалану шарттарына байланысты техникалық-экономикалық есептеулерге негізделуі тиіс.
Мұнай өнімдерінің ауамен тұтануының рұқсат етілетін шектері және мұнай өнімдерінің өрт және жарылыс қаупі бар қасиеттерінің басқа сипаттамалары осы регламенттің 1-қосымшасында келтірілген.
201. Төгу-құю және сақтау кезінде барлық операцияларды ең жоғарғы саңылаусыздандыруды қамтамасыз ету қажет.
Мұнай базаларының және жағармай құю станцияларының жұмыс аймағында ауада зиянды заттардың мүмкін шектегі шоғырлануы осы регламенттің 2-қосымшасында берілген көрсеткіштерден аспауы тиіс.
202. Әрбір сорттың немесе марканың мұнай өнімдері жеке, оларға арналған жарамды, ішкі май-бензинді және буға төзімді қорғанышты жабынды, электр статикалық ұшқын қауіпсіздігінің талаптарын қанағаттандыратын резервуарларда сақталуы тиіс.
203. Резервуарларда мұнай өнімдерін қыздыру температурасы 90 С-тан аспауы тиіс және жабық ыдыстарда мұнай өнімдері буларының жарқ ету температурасы 15 С-қа төмен болуы тиіс. Мұнай өнімдерін қыздыру температурасына нәтижелерді журналға тіркеумен тұрақты бақылау орнатылуы
204. Сорт ауысымы кезінде мұнай өнімдері сапасының сақталуын қамтамасыз ету үшін резервуардың тазалығы және оны толтыруға дайындығы 1510-84 МЕМСТ-қа сәйкес болуы тиіс.
205. Мұнай өнімдерін ыдыста сақтауды арнайы жабдықталған қоймалық ғимараттарда, қалқаның астында және ашық алаңдарда жүзеге асырады. Сақтау тәсілін климаттық жағдайларға, сақталатын мұнай өнімдерінің физикалық- химиялық қасиеттеріне, ыдыстың түріне байланысты қабылдайды.
Тез тұтанатын мұнай өнімдерін, сондай-ақ мұнай өнімдерін ашық алаңдарда ағаш ыдыста сақтауға жол берілмейді.
206. Ыдыстағы жанғыш мұнай өнімдерін бір қабатты жерасты құрылыстарында сақтауға рұқсат етіледі. Резервуарлардың жалпы көлемі 20000 м дейінгі кәсіпорындарда жарқ ету температурасы 120 С-тан жоғары, 60 м дейінгі мөлшерде мұнай өнімдерін жанғыш материалдардан жасалатын жерасты құрылыстарында, осы құрылыстарды 0,2 м-ден кем емес қалыңдықта топырақ қабатымен (нығыздаумен) көмілген және едені жанбайтын материалдардан жасалған жағдайда қоса сақтауға рұқсат етіледі.
207. Мұнай өнімдерін ыдыста сақтауға арналған алаңдар (ашық және қалқаның астында) қатты топырақты және су ағу үшін еңісті болуы тиіс.
Алаңдардың периметрі бойынша тұйық үйінділеу немесе жанбайтын материалдардан жасалған биіктігі 0,5 м қоршау қабырға, ал өту немесе алаңға жүру орындарында - пандустар көзделуі тиіс.
208. Тұтқыр мұнай өнімдерін төгу кезінде темір жол цистерналарында және құю кезінде резервуарларда қыздыру мен қотаруға ең аз шығын кетіретін температураға дейін қыздырады. Қыздыруға оңтайлы температураны анықтау үшін бастапқы деректерді таңдау төгу-құюдың нақты шарттарына, мұнай өнімдерінің және қоршаған ортаның температурасына, мұнай өнімдерінің ерекшеліктеріне байланысты болады.
209. Мұнай өнімдерін төгу-құюдың өздігінен ағуы кезінде қыздыруға оңтайлы температура теміржол және автомобильдік цистерналарға, кемелерге белгіленген мерзімдерде төгу-құюды қамтамасыз ету шарттарына байланысты анықталады.
10. Мұнай базалары мен автожанармай құю станцияларын консервациялау және тарату кезінде қойылатын қауіпсіздік талаптары
210. Мұнай базаларын, автожанармай құю станцияларын консервациялау және тарату жобасының негізінде жүргізіледі. Консервациялау және тарату бойынша жұмыстар өнеркәсіптік қауіпсіздікті және қоршаған ортаны қорғауды қамтамасыз ету жөніндегі жобалық шешімдердің орындалуын қамтамасыз ететін жоспарларға сәйкес жүргізіледі.
211. Консервациялау және тарату кезінде технологиялық жүйеде жарылыс қаупі бар қоспалардың, сондай-ақ гидраттүзілімі немесе сұйықтардың қатуы нәтижесінде тығындардың түзілімін болдырмаудың шаралары көзделуі тиіс (инертті газбен үрлеу, үрлеудің тиімділігін бақылау және т.б.).
212. Қауіпті өндірістік объектіні консервациялаудың ұзақтығы жобамен көзделген мерзімдерден асса немесе асуы мүмкін болса және мүлікке, тұрғындардың өміріне немесе денсаулығына, қоршаған ортаға зиян тудыру қаупі туындаса немесе туындауы мүмкін болса, авариялардың тәуекеліне азайтататын қосымша қауіпсіздік шаралары әзірленуі және іске асырылуы тиіс.
11. Сәйкестігін бағалау
213. Мұнай базасының автожанармай құю станциясының регламентке сәйкестігін бағалау мына кезеңдерде жүргізіледі:
ғимараттарды, құрылыстарды және төңірегіндегі аумақтарды пайдалануға қабылдау;
Қазақстан Республикасында өндірілетін және оның аумағына енгізілетін техникалық құрылғыларды, материалдарды Қазақстан Республикасының Заңнамасына сәйкес пайдалануға рұқсат ету;
мұнай базалары мен автомай құю станцияларын пайдалану.
214. Мұнай базаларының, автожанармай құю станцияларының ғимараттарының, құрылыстарының және іргелес аумақтарының сәйкестігін бағалау және пайдалануға қабылдау олардың жобалық құжаттамаға сәйкестігін Қазақстан Республикасының белгіленген Заңнамасымен құрылған комиссияның тексеруінен кейін жүргізіледі.
215. Қоршаған ортаға әсерді бағалауды Қазақстан Республикасының 2007 жылғы 9 қаңтардағы экологиялық кодексінде белгіленген тәртіпте қоршаған ортаны қорғау саласында жұмыстар мен қызметтерді орындауға лицензия алған жеке және заңды тұлғалар жүзеге асырады.
216. Пайдаланылатын мұнай базаларының және/немесе жағармай құю станцияларының персоналы мен авариялық-құтқару қызметтерінің аварияларды оқшаулау және салдарын жою жөніндегі іс-қимылдарға дайындығын бағалау өнеркәсіптік қауіпсіздік туралы заңнамамен белгіленген тәртіпте жүзеге асырылады.
217. Өрт және өртке қарсы қауіпсіздік саласындағы регламентті сақтауды бағалау өрт қауіпсіздігі туралы заңнамамен белгіленген тәртіпте жүзеге
218. Электр энергетикасы саласындағы техникалық регламенттің талаптарын сақтаудың сәйкестігін бағалауды электр энергетикасы туралы заңнамамен белгіленген тәртіпте уәкілетті орган жүзеге асырады.
219. Техникалық реттеу саласында сәйкестігін бағалау техникалық тәртіппен реттеу туралы белгіленген заңнамада жүзеге асырылады.
12. Техникалық регламентке сәйкестік презумпциясы
13. Үйлестірілген стандарттардың тізбесі
14. Қолданысқа енгізілу мерзімдері мен талаптары
222. Осы техникалық регламент алғаш рет ресми жарияланған күнінен бастап алты ай өткен соң қолданысқа енгізіледі.
221-1. Осы Техникалық регламенттің талаптарын орындау үшін қолданылатын стандарттау жөніндегі нормативтік құжаттар және мемлекеттік органдардың құзыреттері шегінде қалыптастырылатын өзге де құжаттар Қазақстан Республикасының техникалық реттеу саласындағы заңнамасында белгіленген тәртіппен үйлестірілуге жатады.
"Мұнай базаларының және автожанармай құю станцияларының қауіпсіздігіне қойылатын талаптар" техникалық регламентке 1-қосымша Мұнай өнімдерінің өрт және жарылыс қауіпті қасиеттеріне сипаттама Зат Температура, С Ауамен тұтану шегі жарқ етулер өздігінен тұтану Температуралық, С шоғырлану, % (көлемі бойынша)
төменгі жоғарғы
Бензиндер:
Б-70 авиациялық
Б-91/115 авиациялық
Б-100/130 авиациялық
А-72 автомобильдік
Дизель отыны:
арктикалық қыстық жаздық Керосин:
ашық тракторлық
Мазут:
флоттық 100 отындық 40 отындық 33-36 Отын:
Т-1
ТС-1
Уайт-спирит қойылатын талаптар"
техникалық регламентке 2-қосымша Мұнай базасы мен автожанармай құю станциясының жұмыс аймағының ауасында зиянды заттардың рұқсат етілетін шекті шоғырлануы Рұқсат етілетін шекті шоғырлану, мг/м 3 Қауіптілік сыныбы Заттар (булар мен газдар)
IV
Бензин
(еріткіш, отындық)
Бензол*
II
Керосин (С-ға қайта есептеуде)
Дизель отыны (С-ға қайта есептеуде)
III
Минералдық мұнай майлары * Мұнай* С -С көмірсутек- терімен қоспадағы күкіртті сутек Күкіртті сутек Тетраэтилқорғасын* 0,005 I Толуол Уайт-спирит (С-ға Ескертпе: * заттар теріге тиген кезде қауіпті. Рұқсат етілетін шекті шоғырлануды арттыруға тыйым салынады.

На русском языке:
Қазақстан Республикасының Үкіметі Правительство Республики Казахстан (Қазақстан Республикасының Премьер-Министрі)
(Премьер-Министр РК)
Постановление Правительства Республики Казахстан от 29 мая 2008 года № 514. Утратило силу постановлением Правительства Республики Казахстан от 30 января 2017 года № 29 Об утверждении технического регламента "Требования к безопасности нефтебаз и автозаправочных станций"
1. Утвердить прилагаемый Технический регламент "Требования к безопасности нефтебаз и автозаправочных станций".
2. Настоящее постановление вводится в действие по истечении шести месяцев со дня первого официального опубликования.
Премьер-Министр
К. Масимов
Республики Казахстан
Утвержден от 29 мая 2008 года N 514 Технический регламент "Требования к безопасности нефтебаз и автозаправочных станций"
1. Область применения
1. Настоящий Технический регламент "Требования к безопасности нефтебаз и автозаправочных станций" (далее - Технический регламент) устанавливает требования к безопасности нефтебаз и стационарных, контейнерных, передвижных автозаправочных станций (далее - автозаправочные станции).
2. Регламент устанавливает:
1) Минимальные требования безопасности к нефтебазам и автозаправочным станциям при их проектировании, строительно-монтажных работах, эксплуатации и ликвидации;
2) оценку и подтверждение соответствия нефтебаз и автозаправочных станций требованиям регламента с учетом степени риска внешних природных воздействий, производственных и эксплуатационных факторов, возможных последствий загрязнения окружающей среды.
2. Термины и определения
3. В регламенте применяются следующие термины и определения:
автозаправочная станция - технологический комплекс, оснащенный оборудованием, обеспечивающий хранение и розничную реализацию нефтепродуктов;
подземный резервуар (подземное хранение) - резервуар, предназначенный для хранения нефтепродуктов, если наивысший уровень жидкости в резервуаре ниже не менее чем на 0,2 м нижней планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м от стенки резервуара);
нефтебаза - организация, имеющая комплекс зданий и сооружений, технологическое оборудование, резервуарный парк, технические устройства и коммуникации, предназначенные для приема, хранения и оптовой реализации паспорт нефтебазы или автозаправочной станции - документ, содержащий информацию об основных ее характеристиках и ответственном экcплуатанте, проведенной реконструкции и ремонтах, информацию о проведенных проверках и их результатах;
безопасность нефтебазы, автозаправочной станции - отсутствие недопустимого риска, связанного с причинением вреда жизни, здоровью человека и окружающей среде;
эксплуатация нефтебазы или автозаправочной станции - контроль технического состояния зданий (сооружений), диагностика, техническое обслуживание, текущий ремонт технических устройств нефтебазы или автозаправочной станции;
предельные количества опасных веществ на нефтебазе, автозаправочной станции - количество нефтепродуктов, находящихся на нефтебазах, складах, автозаправочных станциях, наличие которых является основанием для декларирования;
склад хранения нефтепродуктов - комплекс технологических сооружений, оборудования, обеспечивающего прием, хранение и отпуск нефтепродуктов;
технические устройства - технологическое оборудование (резервуары, цистерны, баллоны, бочки, трубопроводы, включая соединительные детали трубопроводов, насосы), агрегаты (сливо-наливные устройства, подземные сооружения, малогабаритные котлы), запорная, регулирующая и предохранительная арматура, их узлы и составные части; электроустановки; узлы учета и контроля, включая топливо-раздаточные колонки, средства измерений и автоматизации; фильтры-грязеуловители, применяемые на нефтебазах и автозаправочных станциях;
оценка риска - анализ и оценка возможности и последствий реализации опасностей, сравнение с критериями недопустимого риска;
допустимый уровень риска - общественно признанный уровень безопасности.
3. Условия создания и эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций
4. Технические устройства, материалы, применяемые на нефтебазах и автозаправочных станциях допускаются к применению на территории Республики Казахстан в порядке, установленном законодательством о промышленной
5. Качество и техническая характеристика материалов и готовых изделий, применяемых для изготовления технических устройств нефтебаз и автозаправочных станций, подтверждается паспортами или сертификатами изготовителя.
6. При поставке технических устройств, предназначенных для нефтебаз и автозаправочных станций, должно предусматриваться сопровождение технических устройств информацией на государственном и русском языках, включающей наименование, страны и предприятия-изготовителя (исполнителя), допустимый срок эксплуатации (ресурс), способ применения.
7. На нефтебазах и автозаправочных станциях, ведутся паспорта опасных отходов в соответствии с Экологическом Кодексом Республики Казахстан, санитарный паспорт в соответствии с Законом Республики Казахстан от 4 декабря 2002 года "О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения", экологический паспорт в соответствии с ГОСТ 17.0.0.04-90 и паспорт нефтебазы или автозаправочной станции.
4. Проектирование нефтебаз и автозаправочных станций
4.1 Общие требования к проектированию нефтебаз и автозаправочных станций
8. При проектировании должны быть идентифицированы все возможные опасности при авариях, отказах, внешних воздействиях, предполагаемых ошибках персонала с учетом статистических данных аварийности на аналогичных объектах, технико-экономических показателей строительства и эксплуатации.
9. Для всех идентифицированных опасностей проводится оценка риска расчетным, экспериментальным или аналитическим методами.
10. С учетом проведенной оценки риска определяется комплекс мер для ликвидации риска или уменьшения его до допустимого уровня при эксплуатации нефтебаз, автозаправочных станций.
11. При определении допустимых рисков проектной организацией учитываются:
специфика нефтебазы, автозаправочной станции;
надежность принимаемых технических устройств;
качество строительно-монтажных работ;
внешние природные воздействия;
эксплуатационные свойства нефтепродуктов;
неправильные действия персонала;
воздействия возможных последствий загрязнения окружающей среды, нарушения плодородного почвенного слоя, растительного покрова при строительстве, реконструкции и утилизации;
поражающие риски аварий (взрыв, токсическое поражение, загрязнение окружающей среды) и нарушений плодородного почвенного слоя, растительного покрова при локализации аварий и ликвидации их последствий.
12. При невозможности снижения риска ниже допустимого уровня в проекте предусматривается система мер, обеспечивающая безопасность жизни и здоровья человека и окружающей среды.
13. Проектирование нефтебаз, размещение зданий, сооружений и технических устройств допускается в соответствии с требованиями СНиП 2.09.02- 85, СНиП РК 3.02-15-2003, СНиП 2.11.03-93, СНиП РК 4.04.10-2002, СНиП РК
2.04.05-2002, СНиП РК 5.03-37-2005, СН РК 2.02.-11-2002.
Проектирование автозаправочных станций всех типов, размещение на них зданий, сооружений и технических устройств допускается в соответствии с требованиями СН 4.01-15-2001, СН 3.05-15-2001, СНиП 1.02.010-97.
Проектирование водоснабжения и вентиляции нефтебаз, автозаправочных станций выполняется в соответствии со СНиП РК 4.01.41-2006, СНиП РК 4.01.02- 2001, СНиП 4.02.42-2006, СН РК 2.02-14-2002.
14. Нефтебазы и автозаправочные станции должны иметь не менее двух выездов на автомобильные дороги общей сети, или на подъездные пути к нефтебазе.
Для пешеходного движения проектируются асфальтированные и мощеные тротуары шириной не менее 0,75 м. Переходы должны устанавливаться по наиболее удобным для работников маршрутам и местам.
15. Для нефтебаз и автозаправочных станций проектируются санитарно- защитные зоны в соответствии с санитарно- эпидемиологическими требованиями к проектированию производственных объектов.
16. В проектной документации на строительство нефтебаз должно предусматриваться ограждение территории нефтебазы продуваемой оградой из негорючих материалов высотой не менее 2 м. Ограда должна отстоять от зданий и сооружений (кроме административных) не менее, чем на 5 м.
17. Территорию нефтебазы необходимо разделять по функциональному использованию на зоны и участки с учетом технологических связей, грузооборота и видов транспорта, санитарно- эпидемиологических, экологических, противопожарных и других требований.
18. Исполнение электрооборудования и средств автоматизации, размещенных во взрывоопасных зонах, должно соответствовать классификации помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.
19. Оценка степени агрессивности воздействия окружающей среды и защита от коррозии наружной поверхности надземных резервуаров и трубопроводов осуществляется в соответствии со СНиП РК 2.01-19-2004.
4.2 Требования к резервуарным паркам и резервуарам нефтебаз и автозаправочных станций
20. Резервуарный парк должен быть:
расположен на площадке, не подверженной затоплению, воздействию оползня, камнепада, и других разрушающих геологических воздействий;
оборудован подъездными путями, которые позволяют, независимо от погодных условий, обеспечить доступ ко всему постоянно установленному противопожарному оборудованию, расположенному вблизи или непосредственно на объекте хранения.
21. Проектные решения должны предусматривать безопасный процесс заполнения резервуаров транспортируемым веществом и их опорожнения, защиту от повышения и понижения давления в газовом пространстве, противопожарные мероприятия, в том числе меры предотвращения образования пирофорных соединений, донных отложений и удаления примесей (например, "подтоварной"
воды), попадания газовоздушных пробок из подводящих трубопроводов в резервуары.
22. Резервуарный парк, резервуары и емкости насосных станций должны быть размещены и обустроены системой локализации и средствами ликвидации аварийных разливов хранимого продукта с учетом минимизации потерь продукта и ущерба при аварии и исключения возможности разлива на территорию рядом расположенных населенных пунктов, предприятий, водных объектов и транспортных путей.
23. Для освещения резервуарных парков проектом должны предусматриваться прожекторы, установленные на мачтах, расположенных непосредственно за пределами обвалования резервуарного парка.
24. Для сварочных и других огневых работ предусматривается специально оборудованная и обозначенная знаками площадка. Подъезды и подходы к пожарному оборудованию и пожарным гидрантам должны быть всегда свободны:
у пожарных гидрантов и пожарных водоемов должны быть вывешены надписи- указатели, позволяющие быстро определять место их расположения. В ночное время указатели пожарных гидрантов и водоемов должны освещаться.
4.3 Требования к трубопроводам нефтебаз и автозаправочных станций
25. Технологическая схема трубопроводов нефтебаз должна предусматривать возможность выполнения всех основных и вспомогательных операций по перекачке нефтепродуктов (слив-налив, прием из нефтепродуктопроводов, внутрибазовую перекачку, удаление отстоя, опорожнение и зачистку резервуаров), возможность перекачки нефтепродукта из одного резервуара в другой в случае необходимости или аварии.
26. Технологическая схема трубопроводов должна обеспечивать предотвращение смешивания, загрязнения, обводнения и потерь нефтепродуктов при соблюдении промышленной безопасности, пожарной безопасности, охраны окружающей среды.
27. Перекачка различных нефтепродуктов по трубопроводам должна производиться в соответствии с проектом. Нефтепродукты, применяемые в авиационной технике, а также прямогонный бензин и другие неэтилированные бензины следует перекачивать по отдельным нефтепродуктопроводам, предназначенным только для нефтепродуктов одной группы.
28. Трубопроводы должны проектироваться с уклонами, обеспечивающими их опорожнение при остановке.
29. В местах надземных переходов трубопроводов через препятствия предусматриваются конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий соседних трубопроводов при возможном разрыве на одном из них.
30. Высота прокладки надземного трубопровода от поверхности земли принимается в зависимости от рельефа и грунтовых условий местности, теплового воздействия трубопровода, но не менее 0,5 м.
31. В местах пересечения автомобильных дорог и переходов должны быть спроектированы опоры высотой не менее 4,25 м над автомобильными дорогами и переездами и не менее 2,2 м над переходами.
32. Прокладка подземных трубопроводов под зданиями и сооружениями и установками не допускается.
33. Трубопроводы с замерзающими средами должны быть на 0,1 м ниже глубины промерзания грунта до верха трубы.
34. При подземной прокладке трубопроводов в случае одновременного расположения в одной траншее двух и более трубопроводов они располагаются в один ряд (в одной горизонтальной плоскости). Расстояние между ними в свету принимается при следующих условных диаметрах трубопроводов:
до 300 мм - не менее 0,4 м;
более 300 мм - не менее 0,5 м.
35. Глубина заложения подземных трубопроводов должна быть не менее 0,6 м от поверхности земли до верхней части трубы или теплоизоляции в местах, где не предусмотрено движение транспорта, а на остальных участках глубина заложения принимается исходя из условий сохранения прочности трубопровода с учетом всех действующих нагрузок.
36. На пересечениях с внутрибазовыми железнодорожными путями, автомобильными дорогами и проездами подземные трубопроводы должны быть проложены в футлярах из стальных труб, диаметр которых на 100-200 мм больше наружных диаметров прокладываемых в них трубопроводов, а концы труб должны выступать на 2 м в каждую сторону от крайнего рельса или края проезжей части автодороги. Концы футляров должны быть уплотнены и залиты битумом. На участках трубопроводов, заключаемых в защитные футляры, должно быть минимальное число сварных стыков. Все стыки должны быть проверены физическими методами контроля.
Глубина заложения от верха стальных футляров должна быть не менее 1 м до подошвы шпалы, а под автодорогами и проездами - не менее 0,8 м до поверхности дорожного покрытия.
37. Уклоны трубопроводов принимаются: для легковоспламеняющихся жидких веществ не менее 0,002; для газообразных веществ не менее 0,003; для высоковязких и застывающих веществ не менее 0,02.
38. Защита наружной поверхности стальных трубопроводов от коррозии, вызываемой воздействием окружающей среды и блуждающими токами должна соответствовать ГОСТ 9.602-89.
39. Необходимость применения тепловой изоляции определяется в каждом конкретном случае, в зависимости от места и способа прокладки трубопровода, требований технологического процесса, безопасности труда и взрывопожаробезопасности.
40. Тепловая изоляция трубопроводов осуществляется после испытания и устранения выявленных дефектов.
41. В теплоизоляционных конструкциях трубопровода предусматриваются следующие элементы:
основной теплоизолирующий слой;
армирующие и крепежные детали;
защитно-покровный слой (защитное покрытие).
42. Противокоррозионная защита обеспечивает безаварийную (по причине коррозии) работу трубопроводов в течение эксплуатационного срока.
43. Для защиты трубопроводов от подземной коррозии в проектной документации предусматриваются решения по обеспечению их надежной эксплуатации.
44. Подземные трубопроводы должны быть защищены от почвенной коррозии специальной усиленной противокоррозионной защитой (изоляцией).
45. Выбор вида и системы защиты от коррозии наружной поверхности трубопроводов осуществляется в зависимости от способа и условий их прокладки, характера и степени коррозионной активности внешней среды, степени опасности электрокоррозии.
46. Проектирование системы электрохимической защиты (катодной, протекторной, дренажной) производится в соответствии с ГОСТ 9.602-89.
47. При электрохимической защите трубопроводов должны предусматриваться изолирующие фланцевые соединения.
48. При проектировании мероприятий по противокоррозионной защите трубопроводов конструктивные решения должны обеспечивать доступность осмотра и восстановление противокоррозионных покрытий.
49. Модернизация и реконструкция трубопроводов допускается после изменения проектной документации (с проведением необходимых экспертиз и согласований).
50. Все трубопроводы должны быть отградуированы по вместимости.
51. Запорная, регулирующая, предохранительная арматура должна размещаться в местах удобных и легкодоступных для управления и обслуживания.
52. Фланцевые соединения допускается предусматривать в местах подключения трубопроводов к аппаратам, арматуре и другому оборудованию, имеющему ответные фланцы, а также на участках трубопровода, требующих в процессе эксплуатации периодической разборки или замены.
53. В местах установки арматуры и сложных трубопроводных узлов массой более 50 кг, требующих периодической разборки, должны быть предусмотрены переносные или стационарные средства механизации для монтажа и демонтажа арматуры.
54. Использовать регулирующие вентили и клапаны в качестве основных запорных устройств не допускается, кроме регулирующих вентилей и клапанов, на которые должна быть установлена запорная арматура.
55. Применяемые для технологических трубопроводов фасонные соединительные детали, фланцы, прокладки и крепежные изделия по качеству и технической характеристике материала должны соответствовать ГОСТ 356-80.
56. Замена прокладок и запорной арматуры на трубопроводе допускается только после снижения в нем давления до атмосферного, полного освобождения его от нефтепродукта и отключения от действующих трубопроводов.
57. На трубопроводы перекачивающих и наливных станций должна быть составлена и утверждена технологическая схема расположения подземных и наземных трубопроводов и установленных на них запорных устройств.
4.4 Требования к безопасности насосных станций нефтебаз
58. Насосы для перекачки нефтепродуктов следует размещать в зданиях, на открытых площадках или под навесом (если конструкция насосов и двигателей допускают эксплуатацию на открытом воздухе). Все движущиеся части агрегата должны быть защищены надежно закрепленными ограждениями.
59. При установке насосов для перекачки нефтепродуктов с различной температурой вспышки в одном помещении, это помещение и все оборудование должны соответствовать требованиям, предъявляемым к перекачке нефтепродуктов с наиболее низкой температурой вспышки.
60. Валы, соединяющие двигатели с насосами в местах прохода через стены, следует предусматривать в футлярах из стальных труб на всю толщину стены (перегородки) с устройством сальников из несгораемых материалов, обеспечивающих их герметичность.
Не допускается применять плоскоременные передачи в помещении, где установлены насосы для перекачки легковоспламеняющихся жидкостей.
61. Для привода насосных агрегатов продуктовых насосных станций, размещенных в зданиях, должны применяться электродвигатели, допускающие их установку, как в общем зале, так и в отдельном помещении за стеной (перегородкой), изготовленной из несгораемого материала.
62. В насосных станциях ширина проходов между выступающими частями насосов должна быть не менее 1 м; при установке насосов шириной до 0,6 м и высотой до 0,5 м ширину проходов допускается уменьшить до 0,7 м. При двухрядном расположении насосов ширина прохода между рядами должна быть не менее 1,5 м.
63. Во избежание разрушения фундаментов нефтепродуктами насосы должны быть установлены на металлических поддонах с бортами.
64. Полы и лотки в насосных станциях изготавливаются из материалов, непроницаемых для нефтепродуктов и не впитывающих их, и имеют уклон в сторону приемника стоков. Лотки в местах расположении узлов задвижек, продувочные краны и поддоны насосов соединяются с канализацией для отвода нефтепродуктов.
Для удаления разлившихся жидкостей помещения насосных станций оборудуются водяными стояками с резиновыми шлангами. Гидравлические затворы в местах присоединения сточных каналов насосной станции к канализации осматриваются обслуживающим персоналом насосной станции.
65. Торцы подземных горизонтальных резервуаров для нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 120 С и мазутов допускается располагать в помещениях продуктовой насосной станции, обслуживающей эти резервуары, или пунктов контроля и управления.
66. Смазочное масло в насосной станции необходимо хранить в металлической или полиэтиленовой таре с плотно закрытыми крышками и в количестве, не более суточной потребности.
67. Стационарные автоматические газоанализаторы в помещении насосной станции по перекачке легковоспламеняющихся нефтепродуктов должны быть сблокированы с аварийной вентиляцией, а также с устройствами звуковой и световой сигнализации о наличии в помещении опасной концентрации паров
4.5 Требования к безопасности эстакад
68. Сливоналивные эстакады должны проектироваться на прямом горизонтальном участке железнодорожного пути.
На складах односторонние сливоналивные эстакады допускается располагать на кривых участках пути радиусом не менее 200 м.
69. Протяженность железнодорожных сливоналивных эстакад определяется в зависимости от количества одновременно обрабатываемых цистерн, но не более максимальной длины одного маршрутного состава железнодорожных цистерн.
70. Для погрузки - разгрузки железнодорожных цистерн железнодорожные тупики нефтебаз должны быть оборудованы специальными одно- и двухсторонними эстакадами, наливными или сливными устройствами, грузовыми, зачистными и воздушно-вакуумными коллекторами, сборниками, промежуточными резервуарами для мазута и масел, узлами учета нефтепродукта, средствами подъема и опускания нагревательных приборов и перемещении цистерн вдоль фронтов.
71. На нефтебазах железнодорожные пути, на которых располагаются двусторонние эстакады для маршрутного слива-налива, должны иметь, съезд на параллельный обгонный путь.
При реконструкции или расширении действующих эстакад и невозможности обеспечения вывода цистерн в обе стороны допускается использовать предусмотренный тупиковый путь.
72. Длину тупикового железнодорожного пути со сливоналивными устройствами или эстакадами следует увеличить (для возможности расцепки состава при пожаре): при одновременной обработке свыше 6 цистерн - на 30 м, от 3 до 6 цистерн включительно - на 20 м, при одновременной обработке 2 цистерн длина не увеличивается. Размер увеличения расчетной длины тупикового пути принимается от крайней цистерны в сторону упорного бруса.
73. К сливоналивным эстакадам должны быть проложены пешеходные дорожки с твердым покрытием шириной не менее 0,75 м.
Пешеходные дорожки должны вести к торцам каждой эстакады, в местах их пересечения с железнодорожными путями устраиваются сплошные настилы в уровень с головками рельсов.
74. Автоэстакады должны быть укомплектованы знаками габарита высоты.
4.6 Требования безопасности к устройству отпуска нефтепродуктов в автоцистерны
75. Наливные устройства для автомобильных цистерн должны размещаться на площадках под навесами. Одиночные наливные устройства (до 3-х устройств)
могут размещаться на открытых площадках.
76. Затаривание и расфасовку нефтепродуктов в бочки и мелкую тару осуществляют в разливочных и расфасовочных (масла, смазки) помещениях.
77. Разливочные пункты для налива нефтепродуктов в тару, в зависимости от климатических условий и видов нефтепродуктов, следует располагать в помещениях или на открытых площадках под навесом, а расфасовочные - только в помещениях.
78. Подключение раздаточных, расфасовочных устройств к основным трубопроводам следует производить вне зданий и площадок, устанавливая запорную арматуру в месте присоединения их к основным трубопроводам.
79. Помещения разливочных и расфасовочных должны быть оснащены устройствами для отпуска и определения количества нефтепродуктов (счетчиками, весами, насосами, масло- и топливораздаточными колонками, специальными расфасовочными установками, линиями затаривания и т.п.), средствами механизации, сборниками утечек, средствами автоматического прекращения налива.
80. Допускается производить налив легковоспламеняющихся нефтепродуктов в бочки, установленные непосредственно на специально оборудованных автомашинах.
Налив в бочки должен производиться специальными устройствами на площадках для автоцистерн или площадках, расположенных у разливочных.
81. Для нефтебаз раздаточные устройства для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов размещаются в отдельных зданиях (помещениях) или на отдельных площадках.
Подача нефтепродуктов к раздаточным устройствам может осуществляться самотеком или с помощью насосов, оборудованных предохранительными клапанами, срабатывающими при прекращении отпуска. Для контроля отпуска нефтепродуктов, при неисправности счетчиков, в разливочной следует иметь товарные весы.
82. Платформа автовесов должна быть защищена от атмосферных осадков навесом. Установка весов допускается только на горизонтальных участках.
83. Расстояние между раздаточными кранами должно быть не менее 1 м, а высота установки крана от пола - не менее высоты стандартной бочки.
Разрешается установка на одном рабочем месте до трех раздаточных кранов для налива разных сортов нефтепродуктов одной марки при условии, что одновременно наливается только один сорт.
84. Исключен постановлением Правительства РК от 09.02.2011 № 108 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после первого официального опубликования).
85. Перед помещением разливочной следует размещать погрузочно- разгрузочные площадки высотой 1-1,1 м, оборудованные средствами механизации (бочкоподъемниками, подвесными кран-балками и пр.), а помещения расфасовочных должны быть оборудованы транспортерами для подачи продукции на склад и погрузки на транспортные средства.
86. Резервуары для масел общей вместимостью не более 400 м допускается размещать в подвальных помещениях одноэтажных зданий разливочных и расфасовочных, а также под объединенными с ними в здании складскими помещениями для масел в таре. При этом указанное здание должно быть не ниже второй степени огнестойкости. Выходы из указанных подвальных помещений должны быть непосредственно наружу и не должны сообщаться с первым этажом.
87. Раздаточные резервуары объемом до 100 м включительно, предназначенные для выдачи масел, требующих подогрева, допускается размещать так, чтобы торцы их располагались в помещении разливочной, а такие же резервуары объемом до 25 м включительно допускается размещать в помещении разливочной при условии обеспечения отвода паров из резервуаров за пределы помещения.
4.7 Электро и молниезащита
88. Для устранения опасности разрядов статического электричества при технологических операциях с легковоспламеняющимися и горючими жидкостями необходимо предусматривать следующие меры:
заземление резервуаров, цистерн, трубопроводов, средств измерения уровня и отбора проб;
применение присадок для повышения проводимости нефтепродуктов;
снижение интенсивности генерации зарядов статического электричества путем уменьшения скорости налива светлых нефтепродуктов в резервуары, суда, автомобильные и железнодорожные цистерны.
89. Заземляющие устройства для защиты от статического электричества следует объединять с заземляющими устройствами для электрооборудования и молниезащиты. Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, допускается не выше 100 Ом.
90. Здания и сооружения должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической, электромагнитной индукции, заноса высоких потенциалов через наземные и подземные металлические коммуникации.
91. Технические устройства должны быть защищены от прямых ударов молнии и электростатической индукции.
92. Защита от прямых ударов молнии зданий и сооружений должна быть выполнена отдельно стоящими или установленными на зданиях неизолированными стержневыми или тросовыми молниеотводами. При установке их на защищаемом здании или сооружении от каждого стержневого молниеотвода или от каждой стойки тросового молниеотвода должно быть проложено не менее двух токоотводов.
93. Резервуары должны быть защищены от прямых ударов молнии следующим образом:
корпуса резервуаров при толщине металла крыши менее 4 мм - молниеотводами, установленными отдельно или на самом резервуаре;
корпуса резервуаров при толщине металла крыши 4 мм и более, а также отдельные резервуары вместимостью менее 200 м независимо от толщины металла крыши - присоединением к заземлителям.
94. Для наземных парков резервуаров молниезащиту от прямых ударов молнии следует, выполнять отдельно стоящими молниеотводами; допускается в соответствии с обоснованием в проекте защита молниеотводами, установленными на самих резервуарах.
95. Парки подземных железобетонных резервуаров, не облицованных изнутри металлическим листом, должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими молниеотводами.
5. Требования безопасности при строительно-монтажных работах на нефтебазах и автозаправочных станциях
96. На строительно-монтажные работы нефтебаз или автозаправочных станций разрабатывается порядок организации работ.
97. В порядке организации работ предусматривают:
последовательность выполнения строительно-монтажных работ;
возможность использования подъемно-транспортных средств и других механизмов;
порядок выполнения работ по контролю, термической обработке сварных швов, испытаниям и диагностированию оборудования и технических устройств;
порядок перемещения подъемных механизмов, оборудования, размещения средств пожаротушения;
меры обеспечивающие безопасность производства работ.
98. Строительство выполняется в соответствии с проектной документацией.
99. При обнаружении отступлений от проектной документации, использования не предусмотренных проектом материалов, качества выполнения строительно-монтажных работ, обнаруженные отступления подлежат исправлению.
100. При монтаже и ремонте технических устройств и их элементов допускаются к применению все виды сварки, обеспечивающие необходимую эксплуатационную надежность сварных соединений.
Контроль сварных соединений трубопроводов неразрушающими методами производится в соответствии с ГОСТ 7512-82, ГОСТ 14782-86, ГОСТ 18442-80, ГОСТ 21105-87, ГОСТ 23055-78, ГОСТ 25225-82.
101. Сварочные материалы должны иметь сертификаты.
102. Выполнение огневых работ при монтаже производится с соблюдением требований Правил пожарной безопасности в Республике Казахстан, утвержденных приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от 8 февраля 2006 года N 35.
103. При монтаже технических устройств осуществляется входной контроль качества материалов, труб, деталей оборудования, трубопроводов и арматуры на соответствие их сертификатам, операционный контроль качества выполненных работ. Результаты контроля оформляются актом, сведения заносятся в технический паспорт, с приложением всех документов, подтверждающих качество изделий и выполненных работ.
104. Изделия и материалы, на которые истекли сроки применения, могут быть переданы в монтаж только после проведения ревизии, устранения дефектов, испытания, экспертизы и других работ, обеспечивающих их качество и безопасность применения.
Трубопроводная арматура, независимо от заводских испытаний и гарантийного срока, перед выдачей в монтаж подлежит испытанию на прочность и герметичность.
105. Не допускается монтаж сборочных единиц, труб, деталей и других изделий, загрязненных, поврежденных коррозией, деформированных, с поврежденными защитными покрытиями.
106. Ямы и траншеи, вырытые для проведения монтажных работ внутри обвалования, по окончании этих работ должны быть засыпаны и спланированы.
При длительных перерывах в работах должны устраиваться временные ограждения.
107. В процессе строительно-монтажных работ осуществляется контроль:
качества строительных работ;
качество монтажа оборудования, продуктопроводов, паропроводов и конденсатопроводов сетей водопровода, канализации и теплоснабжения, кабельных и других коммуникаций;
глубины заложения подземных сооружений, резервуаров и трубопроводов;
высоты прокладки надземных трубопроводов;
допустимых радиусов изгиба трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях;
авторский надзор.
108. Монтаж, наладку, испытание насосных агрегатов следует производить согласно проекта и указаний заводов-изготовителей.
109. После завершения строительно-монтажных работ не допускается оставлять неубранные конструкции, оборудование и незасыпанные участки траншей и ям.
6. Приемка оборудования в эксплуатацию
110. Приемку резервуаров в эксплуатацию проводят после внешнего осмотра, испытаний резервуаров с установленным на них оборудованием на плотность и герметичность, и оценки соответствия представленной документации требованиям проектной документации.
Места расположения резервуаров на время проведения испытания ограждаются предупредительными знаками, и пребывание около них людей не допускается.
111. 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.
112. При приемке из монтажа резервуаров с металлическими или синтетическими понтонами проверяется:
величина зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и плотность прилегания кольцевого затвора, затворов направляющих труб, труб ручного замера уровня 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.
113. Если при изготовлении или монтаже понтона были допущены отступления от проекта или рекомендаций организации-разработчика, приемка производится в присутствии представителя организации-разработчика.
114. Гидравлические испытания резервуаров с понтонами проводят до установки уплотняющих затворов. При этом в резервуарах с плавающими крышами наблюдают за работой подвижной лестницы, дренажного устройства и другого оборудования. Скорость подъема (опускания) понтона или плавающей крыши при гидравлических испытаниях не должна превышать эксплуатационную. Движение понтона должно быть плавное, без заеданий, рывков, шума и попадания жидкости на поверхность понтона.
115. Испытание резервуаров на герметичность должно проводиться заполнением их водой до высоты, предусмотренной проектной документацией.
116. Обнаруженные при внешнем осмотре дефекты устраняются до проведения испытаний элементов резервуара на герметичность. Дефекты устраняются посредством вырубки и выплавки соответствующих участков швов с последующей сваркой.
Подчеканка сварных соединений не допускается.
117. Герметичность всех сварных швов днища резервуара проверяют вакуумным методом.
Вертикальные сварные швы стенки резервуара проверяются рентгено- или гамма-просвечиванием, ультразвуковой дефектоскопией, магнитографическим или другими физическими методами в соответствии с ГОСТ 3242-79.
При неудовлетворительных результатах испытаний резервуаров обнаруженные дефекты должны быть устранены, а испытания повторены.
О проведении испытаний резервуаров составляют акты по каждому испытанию.
Сведения по результатам испытаний заносятся в паспорт.
118. При визуальном осмотре трубопровода проверяются: соответствие смонтированного трубопровода проектной документации; правильность установки запорных устройств, легкость их закрывания и открывания; установка всех проектных креплений и снятие всех временных креплений; окончание всех сварочных работ, включая врезки воздушников и дренажей; завершение работ по термообработке.
119. При испытании на прочность и плотность испытываемый трубопровод отсоединяется от аппаратов и других трубопроводов заглушками. Использование запорной арматуры для отключения испытываемого трубопровода допускается в обоснованных проектом случаях.
120. При проведении испытаний вся запорная арматура, установленная на трубопроводе, должна быть полностью открыта, сальники - уплотнены; на месте регулирующих клапанов и измерительных устройств должны быть установлены монтажные катушки; все врезки, штуцера, бобышки должны быть заглушены.
121. Места расположения заглушек на время проведения испытания отмечаются предупредительными знаками, и пребывание около них людей не
122. Давление при испытании должно контролироваться двумя манометрами, прошедшими поверку и опломбированными. Манометры должны быть класса точности не ниже 1,5, с диаметром корпуса не менее 160 мм и шкалой на номинальное давление 4/3 измеряемого. Один манометр устанавливается у опрессовочного агрегата после запорного вентиля, другой - в точке трубопровода, наиболее удаленной от опрессовочного агрегата.
123. Испытание на прочность и плотность трубопроводов с условным давлением до 10 МПа (100 кгс/см ) проводится гидравлическим или пневматическим способом. Трубопроводы менее 20 м, работающие без избыточного давления, испытаниям не подвергаются.
124. Замена гидравлического испытания на пневматическое допускается в следующих случаях:
если несущая строительная конструкция или опоры не рассчитаны на заполнение трубопровода водой;
при температуре окружающего воздуха ниже 0 С и опасности промерзания отдельных участков трубопровода;
если применение жидкости (воды) недопустимо по иным причинам.
125. Гидравлическое испытание трубопроводов производится преимущественно в теплое время года при положительной температуре окружающего воздуха. Для гидравлических испытаний применяется вода с температурой не ниже +5 С и не выше + 40 С.
Если гидравлическое испытание производится при температуре окружающего воздуха ниже 0 С, принимаются меры против замерзания воды и обеспечивается надежное опорожнение трубопровода.
После окончания гидравлического испытания трубопровод полностью опорожняется и продувается до полного удаления воды.
126. Величина пробного давления на прочность устанавливается проектной документацией и должна составлять:
Q 1,25 ------, но не менее 0,2 МПа (2 кгс/см ), P где Р - расчетное давление трубопровода, МПа;
- допускаемое напряжение для материала трубопровода при температуре окружающего воздуха + 20 С;
[ ] - допускаемое напряжение для материала трубопровода при максимальной, положительной расчетной температуре.
Во всех случаях величина пробного давления должна приниматься такой, чтобы эквивалентное напряжение в стенке трубопровода при пробном давлении не превышало 90 % предела текучести материала при температуре испытания.
127. Арматура подвергается гидравлическому испытанию пробным давлением после изготовления или ремонта.
128. При заполнении трубопровода водой воздух удаляется полностью.
Давление в испытываемом трубопроводе повышается плавно. Скорость подъема давления должна быть указана в проектной документации.
129. Испытываемый трубопровод допускается заливать водой непосредственно от водопровода или насосом при условии, чтобы давление, создаваемое в трубопроводе, не превышало испытательного давления.
130. Требуемое давление при испытании создается гидравлическим прессом или насосом, подсоединенным к испытываемому трубопроводу через два запорных вентиля.
После достижения испытательного давления трубопровод отключается от пресса или насоса.
Испытательное давление в трубопроводе выдерживают в течение 10 минут (испытание на прочность), после чего его снижают до рабочего давления, при котором производят тщательный осмотр сварных швов (испытание на плотность).
По окончании осмотра давление вновь повышают до испытательного и выдерживают еще 5 минут, после чего снова снижают до рабочего и вторично тщательно осматривают трубопровод.
Продолжительность испытания на плотность определяется временем осмотра трубопровода и проверки герметичности разъемных соединений.
После окончания гидравлического испытания все воздушники на трубопроводе должны быть открыты и трубопровод должен быть полностью освобожден от воды через соответствующие дренажи.
131. Результаты гидравлического испытания на прочность и плотность признаются удовлетворительными, если во время испытания не произошло разрывов, видимых деформаций, падения давления по манометру, а в основном металле, сварных швах, корпусах арматуры, разъемных соединениях и во всех врезках не обнаружено течи и запотевания.
132. При неудовлетворительных результатах испытаний обнаруженные дефекты должны быть устранены, а испытания повторены.
Подчеканка сварных швов и устранение дефектов во время нахождения трубопровода под давлением не допускается.
133. О проведении испытаний трубопроводов составляют соответствующий акт.
134. Трубопроводы промываются или продуваются в соответствии с указаниями проекта организации работ.
Промывка осуществляется водой, маслом, химическими реагентами и другими допустимыми по технологии веществами.
Продувка осуществляется сжатым воздухом, паром или инертным газом.
135. Во время промывки или продувки трубопровода арматура, установленная на спускных линиях и тупиковых участках, должна быть полностью открыта, а после окончания промывки или продувки тщательно осмотрена и очищена.
136. Трубопроводы, помимо обычных испытаний на прочность и плотность, подвергаются дополнительному пневматическому испытанию на герметичность с определением падения давления во время испытания.
Трубопроводы, находящиеся в обвязке технологического оборудования, испытываются совместно с этим оборудованием.
137. Дополнительное испытание на герметичность проводится воздухом или инертным газом после проведения испытаний на прочность и плотность, промывки и продувки.
138. Дополнительное испытание на герметичность производится давлением, равным рабочему.
139. Продолжительность дополнительных испытаний должна составлять не менее 24 часов и указываться в проектной документации для каждого трубопровода, подлежащего испытанию.
При периодических испытаниях, а также после ремонта, связанного со сваркой и разборкой трубопровода, продолжительность испытания устанавливается не менее 4 часов.
140. После окончания дополнительного испытания на герметичность по каждому трубопроводу составляется соответствующий акт сведения заносятся в паспорт.
7. Эксплуатация нефтебаз, автозаправочных станций
7.1 Общие требования
141. Эксплуатация нефтебаз и автозаправочных станций осуществляется с выполнением требований промышленной, экологической безопасности.
142. Безопасная эксплуатация нефтебаз достигается:
допуском к применению технических устройств, материалов в соответствии с требованиями установленным законодательством по промышленной безопасности;
осуществлением технических и организационных мер обеспечивающих безопасную эксплуатацию нефтебаз, автозаправочных станций: рациональным размещением сооружений и обустройством прилегающей территории, технических устройств и организации рабочих мест;
применением надежно действующих, поверяемых и проверяемых средств измерений и автоматизации, устройств противоаварийной защиты, средств получения, переработки и передачи информации пожарной безопасности и электробезопасности;
применением быстродействующей герметичной запорной и регулирующей арматуры и средств локализации опасных и вредных производственных факторов;
соответствующей квалификацией работников, проверкой их знаний и навыков безопасного выполнения работ;
применением средств защиты работников.
143. Эксплуатация автозаправочных станций осуществляется в соответствии с Правилами технической эксплуатации стационарных, контейнерных и передвижных станций, утвержденных Госгортехнадзором Республики Казахстан от 25 октября 1996 года.
Эксплуатация оборудования, механизмов, инструмента на нефтебазах и автозаправочных станциях в неисправном состоянии или при неисправных устройствах безопасности (блокировочные, фиксирующие и сигнальные приспособления и приборы), а также при нагрузках и давлениях выше паспортных не допускается.
144. При пуске в работу или остановке оборудования, аппаратов, участков трубопроводов, должны предусматриваться меры по предотвращению образования в технологической системе взрывоопасных смесей (продувка инертным газом, контроль за эффективностью продувки).
145. На грузоподъемных машинах и механизмах, паровых котлах, сосудах, работающих под давлением, должны быть обозначены их предельная грузоподъемность, давление, температура и сроки следующего технического освидетельствования.
146. Лебедки, краны и другие грузоподъемные механизмы должны иметь ограничители допускаемой грузоподъемности, тормозные устройства и фиксаторы, не допускающие самопроизвольного движения груза и самого механизма.
7.2 Эксплуатация резервуарных парков и отдельных резервуаров
147. Каждый эксплуатирующийся резервуар должен:
соответствовать проекту, иметь паспорт, содержащий следующие сведения:
тип резервуара, номер резервуара по технологической схеме, фактическую высоту резервуара до врезки пенокамеры, базовую высоту резервуара, пропускную способность механического клапана, пропускную способность гидравлического клапана, тип и количество дыхательных клапанов;
иметь тип и количество огневых предохранителей;
иметь порядковый номер, четко написанный на корпусе согласно технологической схеме резервуарного парка; номер заглубленного резервуара должен быть указан на специально установленной табличке.
Не допускается эксплуатация резервуаров, давших осадку, имеющих негерметичность, а также с неисправностями оборудования.
148. Дыхательная арматура должна быть отрегулирована на проектное давление, а правильность ее работы должна проверяться в соответствии с указаниями по эксплуатации. В зимний период года дыхательные клапаны должны очищаться от инея не реже чем в 4 дня.
149. Проведение временных огневых работ на действующих резервуарах без применения мер, исключающих возникновение пожара (взрыва), не
150. Резервуары и арматура должны подвергаться техническому 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.
151. Результаты осмотра и устраненные неисправности оборудования и арматуры резервуаров заносят в журнал.
Металлические резервуары периодически зачищаются:
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, дизельного топлива, парафинов и других аналогичных им по свойствам
152. Зачистку резервуаров от остатков нефтепродуктов следует производить механизированным способом с применением специальных средств и устройств, которые должны отвечать требованиям противопожарной безопасности.
7.3 Эксплуатация трубопроводов
153. Трубопроводы должны подвергаться периодической ревизии. Сроки проведения ревизии устанавливает технический руководитель в зависимости от скорости их износа, опыта эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизий, но не реже одного раза в три года для трубопроводов, транспортирующих нефтепродукты, и не реже одного раза в шесть лет для остальных.
154. При ревизии трубопроводов производят наружный и внутренний осмотр.
При наружном осмотре проверяют: состояние сварных швов и фланцевых соединений, включая крепеж; герметичность всех соединений; состояние опорных конструкций фундаментов и подвесок; правильность работы подвижных опор; состояние и работу компенсирующих устройств; состояние дренажных устройств, арматуры.
При внутреннем осмотре проверяют: наличие коррозии, трещин;
уменьшение толщины стенок труб и деталей трубопроводов, прокладок, сварных швов фланцев, арматуры, сопрягающихся поверхностей фланцев и арматуры.
Трубопровод демонтируют путем разборки или вырезки участка, подлежащего осмотру.
Результаты осмотра оформляют актом. Все обнаруженные дефекты должны быть устранены.
155. На трубопроводы, по которым транспортируются легковоспламеняющиеся жидкости (бензин, керосин) должны быть составлены паспорта, в которых отражаются даты и данные о проведенных ревизиях и ремонте.
7.4 Эксплуатация насосных станций
156. Насос и двигатель, включая редуктор, считаются одним агрегатом.
Каждый агрегат насосной должен иметь порядковый номер. На двигателе, насосе и редукторе наносят стрелки, указывающие направление вращения, а на пусковом устройстве - надписи "Пуск" и "Стоп".
157. На каждый насосный агрегат необходимо иметь формуляр, в который заносят данные учета его работы, объем производимого ремонта. Формуляр заполняет работник, ответственный за эксплуатацию насосных агрегатов.
158. Не допускается загромождать проходы между агрегатами материалами, оборудованием или другими предметами.
159. Техническое обследование и ремонт насосных агрегатов необходимо проводить по утвержденному графику в соответствии с инструкциями заводов- изготовителей, с оформлением наряда-допуска на проведение работ повышенной опасности.
160. В помещении насосной по перекачке легковоспламеняющихся нефтепродуктов периодически согласно графику необходимо производить анализ воздушной среды для определения наличия опасной концентрации паров нефтепродуктов. Анализ воздушной среды производится так же перед началом ремонтных работ.
7.5 Эксплуатация железнодорожных эстакад и подъездных путей
161. На железнодорожных подъездных путях нефтебазы, примыкающих к электрифицированным железным дорогам, должны устанавливаться два изолирующих стыка: первый - за пределами фронта слива, второй - у стрелки тупика.
162. Не допускается использовать железнодорожный путь со сливо- наливной эстакадой для сквозного проезда локомотива.
163. Эстакады, наливные стояки необходимо оборудовать площадками, переходными мостиками, обеспечивающими безопасность работы обслуживающему персоналу при сливе-наливе цистерн.
164. На железнодорожной эстакаде для светлых нефтепродуктов перекидные мостки должны иметь деревянные или резиновые подушки с потайными болтами для опоры на цистернах.
165. Подъемные механизмы сливно-наливных устройств снабжаются предохранительными приспособлениями, исключающими самопроизвольное вращение механизмов.
Сливные стояки следует поворачивать поворотным механизмом.
Допускается применение троса, тяги, прикрепленных к верхней части стояка. Не допускается использовать для этой цели сливно-наливной рукав или трубу.
166. По обе стороны от сливно-наливных устройств или отдельно стоящих стояков (на расстоянии одного четырехосного вагона) должны быть установлены сигнальные знаки "Остановка локомотива" - не допускается заход за них локомотивов.
167. В целях недопущения попадания атмосферных осадков и пыли при наливе в цистерны авиационных масел, топлив для реактивных двигателей и авиационных бензинов железнодорожные эстакады должны быть оборудованы навесами или крышами.
168. Для освещения фронта слива-налива применяются прожекторы, а также стационарные светильники повышенной надежности против взрыва.
7.6 Эксплуатация технических устройств отпуска нефтепродуктов в автоцистерны и тару
169. В зависимости от типа и объема отпуска отдельных марок (сортов)
нефтепродукта рабочие места (островки) должны обеспечивать налив как одиночных цистерн, так и автопоездов.
170. В зависимости от объема налива на наливном пункте применяются наливные стояки с ручным управлением, установки автоматизированного налива с местным или дистанционным управлением от операторной.
171. Управление наливом автоцистерн при помощи автоматизированных систем должны выполнять операторы, прошедшие специальное обучение.
172. Автоэстакады, автостоянки, а также автоматизированные станции налива необходимо содержать в исправности, обнаруженные утечки нефтепродуктов немедленно устранять. Неисправные устройства эксплуатировать не допускается.
173. На участках отпуска нефтепродуктов должен быть предусмотрен запас песка и средства для ликвидации случайных разливов нефтепродуктов и зачистки загрязненных мест.
При получении нефтепродуктов необходимо соблюдать строгий порядок и очередность. Место погрузки каждого автомобиля указывается операторами нефтебазы.
7.7 Требования безопасности к эксплуатации пирсов, причалов и причальных сооружений
174. Для швартовки нефтеналивных судов на нефтебазах должны быть специальные причальные сооружения с гарантированными глубинами на подходах.
175. Необходимая глубина воды у пирсов и причалов зависит от предельной осадки наиболее глубоко сидящего судна, гарантированного запаса глубины под днищем судна с учетом дифферента, связанного с его разгрузкой и погрузкой.
176. Водные проходы к пирсам и причалам нефтебаз должны обеспечивать безопасность и беспрепятственный проход судов в течение всей навигации. В случае невозможности обеспечения гарантирования габаритов судовых ходов, они определяются на каждый день фактическим состоянием подхода.
177. Водные подходы к нефтебазам должны периодически зачищаться.
Поддержание установленных габаритов судовых ходов, содержание в порядке водных путей, путевых сооружений, знаков судоходной обстановки возлагается на органы водного транспорта.
7.8 Требования безопасности к вентиляции
178. Производственные помещения на нефтебазах должны быть оборудованы вентиляцией, обеспечивающей в зоне пребывании работников состояние воздушной среды, соответствующее требованиям ГОСТ 12.1.005-88.
179. При нормировании параметров воздушной среды в помещениях следует исходить из диапазона допустимых параметров температур, относительной влажности, скорости движения воздуха согласно ГОСТ 12.1.005-
180. До ввода в эксплуатацию все вентиляционные установки должны быть испытаны и отрегулированы; при отсутствии заводского паспорта на них должны быть составлены технические паспорта (формуляры).
181. Перед предпусковыми испытаниями вентиляционных установок необходимо проверить:
правильность установки вентиляционного оборудования, изготовления и монтажа воздуховодов, каналов, вентиляционных камер, шахт и других устройств, соответствие их проекту;
надежность крепления вентиляционного оборудования, воздухоотводов и других элементов;
наличие приспособлений, фиксирующих положение дросселирующих устройств и удобство управления этими устройствами;
выполнение предусмотренных проектом мероприятий по борьбе с шумом;
выполнение требований регламента;
выполнение специальных требований проекта.
Выявленные при проверке неисправности и недоделки в вентиляционных установках должны быть устранены к началу испытаний.
182. Системы водоснабжения на нефтебазах должны обеспечивать водой надлежащего качества и в необходимом количестве производственную, бытовую и противопожарную потребность в соответствии с требованиями СанПиН
3.01.067-97 "Питьевая вода".
8. Требования безопасности к приему и отпуску нефтепродуктов
183. Принимать и отпускать нефтепродукты нефтебазы должны только через специальные сливоналивные устройства:
железнодорожные цистерны - на специальных эстакадах, через отдельные стояки или сливные установки;
морские и речные суда - через причальные сооружения или беспричальным способом;
автомобильные цистерны - на станциях налива, автоэстакадах, через отдельные стояки;
бочки, бидоны и другая тара - через разливочные и расфасовочные пункты;
по отводам от магистральных нефтепродуктопроводов.
184. Перечень, упаковка и маркировка нефтепродуктов, допущенных к перевозке наливом и вагонах - цистернах, морских и речных судах, автомобильным транспортом, подготовка транспортных средств для налива и транспортирования должны соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84.
185. Слив и налив легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов, должен быть герметизирован, способы отвода паров с наливаемого герметичного сосуда определяется проектной документацией.
186. Высоковязкие разогретые нефтепродукты следует наливать в железнодорожные цистерны, наливные суда, бункерные полувагоны, автобитумовозы, автогудронаторы при температурах, предусмотренных Приказом Министра здравоохранения Республики Казахстан от 3 февраля 2006 года N 43 "Об утверждении санитарно-эпидемиологических правил и норм по объектам железнодорожного транспорта и условиям перевозки грузов"
зарегистрированным в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов под N 4104.
187. Вязкие и высоковязкие нефтепродукты (масла, мазуты, эмульсолы и другие) следует загружать в железнодорожные цистерны с нижним сливным прибором, а также в суда, оборудованные средствами разогрева продукта.
188. Не допускается:
проводить сливоналивные операции судов на причалах, железнодорожных и автомобильных цистерн на эстакадах при грозе и скорости ветра 15 м/с и более;
выполнять работы (отбор проб, измерение уровня и др.) на резервуарах, железнодорожных и автомобильных цистернах и других конструкциях на высоте при грозе и скорости ветра 12,5 м/с и более.
189. Предельные значения температур наружного воздуха и силы ветра в данном климатическом районе, при которых приостанавливаются всякие работы на открытом воздухе, устанавливаются местным исполнительным органом города (района) по месту проведения работ.
190. Максимальная производительность наполнения (опорожнения)
резервуаров не должна превышать величин, указанных в проекте.
Производительность наполнения (опорожнения) резервуаров с понтонами (плавающими крышами) в соответствии с проектом должна быть такой, чтобы скорость подъема (опускания) понтона не превышала 6,0 м/час.
191. Разогревать застывшие нефтепродукты в железнодорожных цистернах, а также в сливоналивных устройствах можно только паром, горячей водой, нагретым нефтепродуктом (циркуляционный метод) или электронагревателями.
Не допускается применять для этой цели открытый огонь (костры, жаровни, факелы, паяльные лампы).
Во время подогрева необходимо следить, чтобы при повышении температуры нефтепродукта не произошло его выброса из цистерны.
192. Не допускается использовать железнодорожные цистерны с легковоспламеняющимися жидкостями, находящиеся на железнодорожных путях, в качестве стационарных, складских (расходных) емкостей.
193. Нефтеналивные суда, прибывающие под слив-налив, по своей классификации, конструкции и оборудованию должны быть подготовленными к погрузке нефтепродуктов в соответствии с требованиями ГОСТ 1510-84.
194. По окончании приемки (сдачи) нефтепродуктов задвижки на распределительном трубопроводе пломбируются пломбами магистрального нефтепродуктопровода.
195. При последовательной перекачке нефтепродуктов в целях их минимального смешивания следует подбирать нефтепродукты, близкие по физико-химическим свойствам.
Температура бензинов при перекачке по магистральным нефтепродуктопроводам должна быть не выше 30 С, керосинов и дизельного топлива - не выше 40 С.
196. Отпуск нефтепродуктов в автоцистерны производится через автоматизированные системы налива, автоэстакады и одиночные стояки.
197. Для налива нефтепродуктов в автомобильные цистерны, прицепы и полуприцепы должны применяться специальные, в том числе автоматизированные устройства верхнего и нижнего налива, оборудованные счетно-дозирующими устройствами, насосным агрегатом, пультом дистанционного управления, устройствами для предотвращения перелива и герметизации процесса налива, а также автоматизированными системами измерения количества наливаемых нефтепродуктов в единицах массы (объема).
198. Налив нефтепродуктов в автоцистерны необходимо производить без разбрызгивания, под слой жидкости, что достигается опусканием наливных рукавов и труб до дна цистерны. Рукава на концах должны иметь наконечники, изготовленные из металла, исключающего возможность искрообразования при ударе, и быть заземлены.
199. В целях предотвращения загрязнения окружающей среды наливные устройства должны быть оборудованы приспособлением или оснащены емкостью для возможного слива остатка нефтепродуктов из наливных устройств после окончания операций налива.
9. Требования безопасности к хранению нефтепродуктов
200. Выбор резервуара должен быть обоснован технико- экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь нефтепродукта от испарения с учетом:
воспламеняемости, пожароопасности, взрывоопасности, испаряемости, летучести, токсичности.
Допустимые пределы воспламенения нефтепродуктов с воздухом и другие характеристики пожаро- и взрывоопасных свойств нефтепродуктов представлены в Приложении 1 к настоящему регламенту.
201. Необходимо обеспечивать максимальную герметизацию всех операций при сливе-наливе и хранении.
Предельно-допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны нефтебазы и автозаправочной станции не должны превышать показателей представленных в Приложении 2 к настоящему регламенту.
202. Нефтепродукты каждого сорта или марки должны храниться в отдельных, предназначенных для них исправных резервуарах, с внутренней маслобензино- и паростойким защитным покрытием, удовлетворяющим требованиям электростатической искробезопасности.
203. Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах не должна превышать 90 С и должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов в закрытом тигле не менее, чем на 15 С. За температурой подогрева нефтепродуктов должен быть установлен постоянный контроль с фиксированием результатов в журнале.
204. Для обеспечения сохранности качества нефтепродуктов при смене сорта чистота резервуара и готовность его к заполнению должны соответствовать ГОСТ 1510-84.
205. 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.
206. Горючие нефтепродукты в таре допускается хранить в одноэтажных подземных сооружениях. На предприятиях с общим объемом резервуаров до 20000 м включительно допускается хранить нефтепродукты с температурой вспышки выше 120 С в количестве до 60 м 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.
207. Площадки (открытые и под навесами) для хранения нефтепродуктов в таре должны быть с твердым грунтом и уклоном для стока воды. По периметру площадок должно предусматриваться замкнутое обвалование или ограждающая стенка из негорючих материалов высотой 0,5 м, а в местах прохода или проезда на площадку - пандусы.
208. Вязкие нефтепродукты подогревают в железнодорожных цистернах при сливе и в резервуарах при наливе до температуры, при которой обеспечиваются минимальные затраты на подогрев и перекачку. Выбор исходных данных для определения оптимальной температуры подогрева зависит от конкретных условий слива-налива, температуры нефтепродукта и окружающей среды, от свойств нефтепродукта.
209. При самотечном сливе-наливе нефтепродуктов оптимальная температура подогрева определяется исходя из условий обеспечения слива- налива железнодорожных и автомобильных цистерн, судов в установленные сроки.
10. Требования безопасности при консервации и ликвидации нефтебазы или автозаправочной станции
210. Консервация и ликвидация нефтебазы, автозаправочной станции производятся на основании проекта. Работы по консервации и ликвидации производятся в соответствии с планами, обеспечивающими выполнение проектных решений по обеспечению промышленной безопасности и охране
211. При консервации и ликвидации должны предусматриваться меры по предотвращению образования в технологической системе взрывоопасных смесей (продувка инертным газом, контроль за эффективностью продувки и т.д.), а также пробок в результате гидратообразования или замерзания жидкостей.
212. В случае, когда длительность консервации опасного производственного объекта превысила или может превысить сроки, предусмотренные проектом, и возникла или может возникнуть угроза причинения вреда имуществу, жизни или здоровью населения, окружающей среде, должны быть разработаны и реализованы дополнительные меры безопасности, уменьшающие риск аварий.
11. Оценка соответствия
213. Оценка соответствия нефтебазы автозаправочной станции регламенту проводится на этапах:
приемки в эксплуатацию зданий, сооружений и прилегающих территорий;
допуска к эксплуатации производимых в Республике Казахстан и ввозимых на ее территорию технических устройств, материалов в соответствии с законодательством Республики Казахстан;
эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций.
214. Оценка соответствия зданий, сооружений и прилегающих территорий нефтебазы, автозаправочной станции и приемка в эксплуатацию проводится после проверки соответствия их проектной документации комиссией, созданной в установленном законодательством Республики Казахстан порядке.
215. Оценка воздействия на окружающую среду осуществляется в порядке, установленном в Экологическом кодексе Республике Казахстан от 9 января 2007 года, физическими и юридическими лицами, получившими лицензию на выполнение работ и оказание услуг в области охраны окружающей среды.
216. Оценка готовности персонала и аварийно-спасательных служб эксплуатирующей нефтебазы и/или автозаправочной станции к действиям по локализации и ликвидации последствий аварий осуществляется в установленном законодательством о промышленной безопасности порядке.
217. Оценка соблюдения требований регламента в области пожарной и противопожарной безопасности осуществляется в установленном законодательством о пожарной безопасности порядке.
218. Оценка соответствия соблюдения требований технического регламента в области электроэнергетики осуществляется в установленном законодательством об электроэнергетике порядке уполномоченным органом.
219. Оценка соответствия в области технического регулирования, осуществляется в установленном законодательством о техническом регулировании порядке.
12. Презумпция соответствия техническому регламенту
13. Перечень гармонизированных стандартов
14. Сроки и условия введения в действие
222. Настоящий технический регламент вводится в действие по истечении шести месяцев со дня первого официального опубликования.
221-1. Применяемые для выполнения требований настоящего Технического регламента нормативные документы по стандартизации и иные документы государственных органов, формируемые в пределах их компетенции, подлежат гармонизации в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области технического регулирования.
Приложение 1 к Техническому регламенту "Требования к безопасности нефтебаз и автозаправочных станций"
Характеристика пожаро- и взрывоопасных свойств нефтепродуктов Вещество Температура, С Предел воспламенения с воздухом вспышки самовоспламенения температурный, C концентрационный, % (по объему)
нижний верхний
Бензины:
авиационный
Б-70
Б-91/115
Б-100/130 автомобильный А-72 Дизельное топливо:
арктическое зимнее летнее Керосин:
осветительный тракторный Мазут:
флотский топочный 100 топочный 40 Топлива:
Т-1
ТС-1
Уайт-спирит 33-36
Приложение 2
Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны нефтебазы и автозаправочной станции Вещества (пары и газы)
Предельно допустимые концентрации, мг/м 3 Класс опасности Бензин (растворитель, топливный)
IV
Бензол*
II
Керосин (в пересчете на С)
Дизельное топливо (в пересчете на С)
Масла минеральные нефтяные* III Нефть* Сероводород в смеси с углеводородами С -С 4 Сероводород Тетраэтилсвинец* 0,005 I Толуол Уайт-спирит (в пересчете на С)
Примечание: * вещества опасны также при попадании на кожу.
Превышение предельно допустимых концентраций запрещается.