Проект Приказа Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору "Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности для нефтегазоперерабатывающих производств" (подготовлен Ростехнадзором 29.04.2022)

Проект Приказа Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору "Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности для нефтегазоперерабатывающих производств"
(подготовлен Ростехнадзором 29.04.2022 г.)

Досье на проект

Утверждены
приказом Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от "___"________2022 г. N_________

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ДЛЯ НЕФТЕГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРОИЗВОДСТВ"

I. Общие положения

1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности для нефтегазоперерабатыващих производств" (далее - Правила) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (далее - Федеральный закон "О промышленной безопасности опасных производственных объектов") (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; официальный интернет-портал правовой информации http://pravo.gov.ru, 2020).

2. Правила устанавливают требования промышленной безопасности к эксплуатации опасных производственных объектов (далее - ОПО) нефтегазоперерабатывающих производств, на которых получаются, используются, перерабатываются, образуются, хранятся, транспортируются, уничтожаются опасные вещества, указанные в пункте 1 приложения N 1 к Федеральному закону "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", за исключением конденсированных взрывчатых и химически опасных веществ, в том числе специальные требования при эксплуатации технологических установок и ведению технологических процессов на таких производствах.

3. Правила распространяются на вновь строящиеся, реконструируемые и действующие ОПО нефтегазоперерабатывающих производств, включая нефтехимические, опытно-промышленные и малогабаритные блочно-модульные установки.

4. Обеспечение требований к взрывобезопасности технологических процессов, зданий, сооружений и технических устройств, применяемых (расположенных) на ОПО нефтегазоперерабатывающих производств, должно осуществляться в соответствии с федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств", утвержденными приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. N 533 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 25 декабря 2020 г. регистрационный N 61808; официальный интернет-портал правовой информации http://pravo.gov.ru, 25 декабря 2020 г.) (далее - федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств").

5. Разработка и ведение технологических процессов, эксплуатация, техническое перевооружение, капитальный ремонт, консервация и ликвидация ОПО нефтегазоперерабатывающих производств, на которых получаются, используются, перерабатываются. образуются, хранятся, транспортируются, уничтожаются токсичные, высокотоксичные и представляющие опасность для окружающей среды химически опасные вещества, должная осуществляться в соответствии с федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности "Правила безопасности химически опасных производственных объектов", утвержденными приказом Ростехнадзора от 7 декабря 2020 г. N 500 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 12 декабря 2020 г. регистрационный N 61706; официальный интернет-портал правовой информации http://pravo.gov.ru, 23 декабря 2020 г.).

6. Проектирование, строительство и реконструкция ОПО нефтегазоперерабатывающих производств должны осуществляться в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации о градостроительной деятельности, технических регламентов и настоящих Правил.

II. Требования к обеспечению безопасности технологических процессов на ОПО нефтегазоперерабатывающих производств

Общие требования

7. Технологический процесс и аппаратурное оформление ОПО нефтегазоперерабатывающих производств должны соответствовать требованиям задания застройщика или технического заказчика на проектирование и обеспечивать надежность и безопасность эксплуатации технологического оборудования.

8. Технологическое оборудование ОПО нефтегазоперерабатывающих производств, работающее в среде водородсодержащего газа и контактирующее с коррозионно-активными веществами, должно быть изготовлено из материалов, устойчивых в рабочих средах, в соответствии с требованиями технических документов организаций-изготовителей

9. Категории взрывоопасности технологических блоков подлежат перерасчету при подготовке проектной документации на реконструкцию и документации на техническое перевооружение ОПО нефтегазоперерабатывающих производств, в случае принятия технических решений, приводящих к изменению количества опасных веществ, обращающихся в технологическом блоке, включая поступающие к блоку от смежных технологических блоков при аварийной разгерметизации.

10. На ОПО нефтегазоперерабатывающих производств, имеющих в своем составе технологические блоки I и II категорий взрывоопасности, где обращаются горючие газы и легковоспламеняющиеся жидкости, в составе технических средств, обеспечивающих в автоматическом режиме оповещение об обнаружении, локализации и ликвидации выбросов опасных веществ предусматривается система видеонаблюдения с архивным хранилищем видеозаписей с выводом сигналов в помещение управления (операторную) и диспетчерскую.

11. На объектах инженерного обеспечения и подсобно-вспомогательного назначения, связанных с основным технологическим производством, но не выпускающих готовую продукцию или полупродукты, разрабатываются производственные инструкции по безопасному выполнению работ.

12. Технологический процесс проводится в соответствии с утвержденным технологическим регламентом на производство продукции, контроль технологического процесса должен быть автоматизирован и осуществляться централизовано из помещения управления (операторной).

13. Технологический регламент на производство продукции является основным техническим документом, определяющим оптимальный технологический режим процесса, содержащим описание технологического процесса и функциональную схему автоматизации, безопасные условия эксплуатации производства и чертеж технологической схемы производства (графическая часть). Технологический регламент на производство продукции разрабатывается на основании проектной документации на ОПО нефтегазоперерабатывающих производств.

14. Не допускается применять технологическое оборудование при отсутствии технической документации организаций-изготовителей, а также на технологических параметрах, не соответствующих технологическому регламенту на производство продукции.

15. Технологическое оборудование на установке (блоке), в том числе запорные устройства, должны иметь четко обозначенную нумерацию, соответствующую нумерации по технологической схеме.

16. В помещении управления (операторной), где находится персонал, вывешивается действующая технологическая схема эксплуатируемого объекта.

17. Перед пуском установки (блока) проверяется исправность и работоспособность всех систем энергообеспечения (тепло-, водо-, электроснабжение, снабжение инертными газами), систем отопления и вентиляции, контрольно-измерительных приборов и автоматики (далее - КИПиА), блокировок и сигнализации, заземляющих устройств, пожаротушения, а также готовность к работе факельной системы, обслуживающей данную установку (блок), с оформлением документации, установленной нормативными документами эксплуатирующей организацией (стандарты, положения).

18. Пуск установки (блока) осуществляется в строгом соответствии с утвержденным технологическим регламентом на основании внутреннего распорядительного документа организации, в котором устанавливаются сроки пуска и вывода на режим, а также назначаются лица, ответственные за проведение пусковых работ. На ответственных лиц возлагаются обязанности по организации и безопасному проведению всех предпусковых мероприятий и вывод установки на режим безопасной эксплуатации.

19. Перед пуском и после остановки оборудования с учетом особенностей технологического процесса проводится продувка азотом (инертным газом) или водяным паром, с обязательным контролем ее эффективности путем проведения анализа газовой среды. Остаточное содержание кислорода должно исключать возможность образования взрывоопасной концентрации применяемых горючих веществ.

20. Технологическое оборудование, средства контроля, управления, сигнализации, связи и противоаварийной автоматической защиты подлежат внешнему осмотру со следующей периодичностью:

технологическое оборудование, трубопроводная арматура, электрооборудование, средства защиты, технологические трубопроводы - перед началом каждой рабочей смены и в течение рабочей смены (не реже, чем через каждые 2 часа) операторами, машинистами, старшими по смене;

средства контроля, управления, исполнительные механизмы, средства противоаварийной защиты, сигнализации и связи - не реже одного раза в сутки работниками метрологической службы;

вентиляционные системы - перед началом каждой рабочей смены старшим по смене;

системы пожаротушения, включая автоматические, - не реже одного раза в месяц специально назначенными лицами совместно с работниками пожарной охраны (при наличии) или другой службы эксплуатирующей организации, на которую внутренними документами возложены функции обеспечения мер пожарной безопасности.

Результаты осмотров заносятся в журнал приема и сдачи смен.

Нефтеперерабатывающие производства

Электрообессоливающие установки

21. Электрооборудование электрообессоливающей установки (блока) предусматривается во взрывозащищенном исполнении и эксплуатируется в соответствии с требованиями нормативных документов по эксплуатации электроустановок.

22. На корпусе каждого электродегидратора обозначается его номер, который указывается также на соответствующей панели щита управления электродегидратором.

23. Верхняя площадка, на которой расположены трансформаторы и реактивные катушки, должна иметь сетчатое или решетчатое ограждение с вывешенной на ней предупреждающей надписью: "Высокое напряжение - опасно для жизни". Не допускается входить за ограждение во время работы электродегидратора.

24. Ограждение площадки электродегидратора оснащается блокировкой, снимающей напряжение при открывании дверцы ограждения.

25. На электродегидраторе предусматривается блокировка на отключение напряжения при понижении уровня нефтепродукта в аппарате ниже регламентированного.

Проверка блокировок электродегидратора проводится по графику, утвержденному эксплуатирующей организацией, но не реже одного раза в 12 месяцев.

26. Для контроля за повышением уровня воды в электродегидраторе предусмотривается сигнализация.

27. Дренирование воды из электродегидратора и отстойника осуществляется в автоматическом режиме закрытым способом.

28. Электрическая часть установки должна обслуживаться электротехническим персоналом, имеющим допуск на проведение работ с электроустановками напряжением выше 1000 В.

29. Напряжение на установку должно подаваться дежурным электроперсоналом по указанию начальника установки или лица, его заменяющего.

30. После заполнения электродегидратора продуктом скопившиеся в нем газы и пары, перед подачей напряжения, удаляются.

31. Во избежание возможного образования токопроводящих цепочек и разрушения изоляторов, проводится их периодическая очистка и профилактика с последующими испытаниями высоким напряжением перед включением электродегидратора в работу.

32. При возникновении электрических искр (разрядов) между изоляторами на электродегидраторе напряжение должно быть немедленно снято.

Установки атмосферно-вакуумные и термического крекинга

33. При подаче нефти на установку предусматривается постоянный контроль за содержанием подтоварной воды, которое не должно превышать предельно-допустимую величину, установленную технологическим регламентом.

34. Регулировка подачи воды в барометрический конденсатор должна исключать унос жидкого нефтепродукта отходящей водой.

35. Контроль и поддержание регламентированного уровня жидкости в промежуточных вакуум-приемниках должны исключать попадание горячего нефтепродукта в барометрический конденсатор по уравнительному трубопроводу.

36. Оборудование, работающее под вакуумом, перед пуском, после очистки и ремонта испытывается на герметичность.

Каталитические процессы

37. Операции по подготовке реактора к загрузке и выгрузке катализатора производятся в соответствии с технологическим регламентом на производство продукции.

38. Не допускается выгрузка из реактора катализатора в нерегенерированном или в непассивированном состоянии.

39. Работы по вскрытию реактора производятся в соответствии с технологическим регламентом на производство продукции, техническими условиями организации-изготовителя реактора и требованиями разработанной на предприятии производственной инструкции по безопасному проведению указанных работ.

40. Работы по загрузке и выгрузке катализатора в реактор и из него механизируются.

41. Места загрузки и выгрузки катализатора, оснащаются двусторонней телефонной или громкоговорящей связью, а выполняющий работы персонал обеспечивается переносными средствами связи.

42. Проверка реактора, загруженного катализатором, на герметичность производится в соответствии с технологическим регламентом на производство продукции.

43. Перед регенерацией катализатора система реакторного блока освобождается от жидких нефтепродуктов и продувается азотом (инертным газом) до регламентных значений содержания горючих газов в системе.

44. Отбор проб катализатора производится в соответствии с технологическим регламентом на производство продукции и инструкцией по отбору проб, утвержденной эксплуатирующей организацией.

45. Система реакторного блока перед пуском и после ремонта продувается азотом (инертным газом) до регламентных значений содержания кислорода в системе.

46. Перед подачей водородосодержащего газа система испытывается азотом (инертным газом) на герметичность при давлении, равном рабочему.

47. Скорость подъема и сброса давления устанавливается в проектной документации и указывается в технологическом регламенте на производство продукции.

48. Из системы реакторного блока предусматривается аварийный сброс давления. Режим аварийного сброса и действия обслуживающего персонала устанавливаются в проектной документации и указываются в технологическом регламенте на производство продукции.

Установки замедленного коксования

49. Открытие крышек горловин коксовой камеры производится только после продувки ее водяным паром для удаления паров нефтепродуктов и охлаждения коксовой массы водой до температуры верхней части камеры, установленной в проектной документации и технологическом регламенте на производство продукции, но не выше 60 градусов Цельсия. Вода после охлаждения кокса удаляется.

50. Перед началом разбуривания кокса проверяются:

механизмы буровой установки и исправность их ограждений;

работа вытяжной вентиляции блока коксовых камер;

подготовленность камеры к вскрытию (температура стенок камеры, отключение камеры от остальной системы задвижками, отсутствие воды в камере);

исправность систем связи и сигнализации.

51. Насос высокого давления, подающий воду для гидрорезки кокса, оснащается блокировкой, отключающей его двигатель при повышении давления в линии нагнетания насоса выше установленного в технологическом регламенте на производство продукции, и блокировкой верхнего положения штанги буровой установки.

52. Не допускается нахождение производственного персонала в непосредственной близости к шлангу для подачи воды высокого давления во время гидрорезки.

53. Бурильная лебедка должна иметь исправную тормозную систему и противозатаскиватель талевого блока под кронблок.

54. Верхняя рабочая площадка возле люка каждой камеры оборудуется системой подачи пара для обогрева бурового инструмента и оборудования в зимнее время.

55. Стояки, подающие воду от насосов высокого давления на гидрорезку кокса в зимнее время, освобождаются от воды после каждой гидрорезки.

56. Бурильщик должен управлять работой лебедки с поста управления независимо от наличия блокировки при работе лебедки или ротора.

57. Кокс, выгружаемый из камер, непрерывно удаляется с коксовой площадки.

Производство нефтяного битума

58. Установки периодического действия по получению битума оснащаются:

блокировкой, предусматривающей подачу воздуха в кубы-окислители только при достижении уровня продукта в нем не ниже регламентированного;

аварийной блокировкой, предназначенной для автоматического отключения подачи воздуха в кубы-окислители при нарушении регламентированных параметров технологического режима.

59. Кубы-окислители оборудуются предохранительными клапанами или мембранными предохранительными устройствами.

60. Кубы-окислители оборудовуются системой подачи антипенной присадки.

61. Трубопровод, подающий воздух в куб-окислитель, во избежание вибраций и ударов о стенки закрепляется внутри куба.

62. Продувка аппаратов и технологических трубопроводов и их опрессовка проводится азотом (инертным газом) или водяным паром. Применение для этих целей воздуха не допускается.

63. Перед подачей воздуха в кубы-окислители воздушные коллекторы продуваются до полного удаления влаги и масла.

64. Снижение давления воздуха, поступающего в кубы-окислители, ниже установленного технологическим регламентом на производство продукции, не допускается.

65. Сброс конденсата из ресивера на воздушной линии производится систематически, но не реже одного раза в смену.

66. Перед заливом сырьем кубы-окислители проверяются на отсутствие воды, а в зимнее время - льда и снега.

67. Подниматься на крышу работающего куба-окислителя не допускается.

68. Технологические системы непрерывного окисления нефтяных битумов, кроме приборов для ведения технологического процесса, оснащаются необходимыми средствами измерений и системой автоматики для ведения технологического процесса и дополнительно обеспечивающих:

поддержание постоянного заданного расхода сырья в смесители;

регулирование расхода воздуха и рециркулята в смеситель в зависимости от количества подаваемого в него сырья;

контроль содержания свободного кислорода в уходящих газах из колонн отгона и сепаратора.

69. Технологические системы непрерывного окисления по производству нефтяного битума оборудуются системами блокировок:

автоматического отключения подачи воздуха в окислительный аппарат непрерывного действия при снижении расхода сырья и рециркулята;

автоматического отключения подачи сырья и воздуха в окислительный аппарат непрерывного действия при повышении уровня продукта в нем;

автоматической подачи азота (инертного газа) в зону сепарации при повышении концентрации остаточного кислорода в газах отдува.

70. Отогрев кранов, в которых застыл битум, производится водяным паром или при помощи индукционного электрического подогрева.

71. Процесс налива битума в бункеры должен исключать выброс горячего битума из бункера.

72. При вспенивании битума во время налива, налив необходимо прекратить.

73. Тяжелые и трудоемкие работы, связанные с наливом битума в железнодорожные бункеры, крафт-мешки и формы, погрузкой в вагоны и автобитумовозы, дроблением и затариванием битума твердых марок, а также извлечением его из котлованов, механизируются.

74. Отделения дробления и затаривания битума твердых марок оборудуются подводом воды для мокрой уборки пола.

75. Открытые котлованы, в которые производят слив горячего битума, ограждаются.

76. Железнодорожные бункеры или цистерны перед наливом битума очищаются от воды, снега и других веществ, способных при наливе вызвать выброс или вспенивание битума.

77. Налив битума в железнодорожный бункер с неисправными корпусом, крышками, запорным приспособлением против опрокидывания не допускается.

78. Нахождение персонала на железнодорожных бункерах и в кабинах автобитумовозов во время их наполнения не допускается. Открытие и закрытие крышек бункеров должно производится с площадки эстакады налива.

79. Над эстакадами для налива битума в железнодорожные бункеры и автоцистерны устанавливаются навесы для защиты их от атмосферных осадков.

80. На эстакадах разлива битума в железнодорожные бункеры и автоцистерны предусматриваются средства связи для подачи команд водителям транспорта.

81. Место разлива битума в тару защищается от ветра, атмосферных осадков и оборудуется системой местной вентиляции.

82. Очистка куба производится при открытых верхнем и нижнем люках. Работы по очистке куба относятся к газоопасным видам работ и выполняются в соответствии с инструкциями по организации безопасного проведения газоопасных работ, разработанными и утвержденными эксплуатирующей организацией.

83. Для безопасной организации работ при очистке шлемовых труб устанавливаются подмостки с ограждением.

Производство метилтретбутилового эфира

84. Аппараты и резервуары с обращающимся в них метанолом и метилтретбутиловым эфиром (МТБЭ) должны иметь азотное дыхание.

85. Скорость подъема температуры в кубе реакционно-ректификационных аппаратов не должна превышать значений, установленных в технологическом регламенте на производство продукции.

86. Во избежание забивки реакторов вследствие образования олигомеров изобутилена при прекращении подачи метанола в реактор, предусмотриваются блокировка по расходу метанола с прекращением подачи сырья (фракции С-4), а также контроль и регулирование температуры по слоям катализатора в реакторе для предотвращения "спекания" катализатора.

87. На стадии предпусковой подготовки катализатор промывается раствором щелочи для нейтрализации свободной серной кислоты в соответствии с требованиями технологического регламента на производство продукции.

88. Для сбора метанола и стоков, содержащих метанол, предусматривается специальная емкость.

89. Перед выгрузкой отработанного катализатора из реакторов проводится промывка (пропарка) его от метанола водой с последующей продувкой азотом. Промывочные воды (конденсат) направляется на локальные очистные сооружения.

90. В случае пролива метанола на территории установки необходимо смыть его большим количеством воды и направить на локальные очистные сооружения.

91. Анализ сточных вод, отводимых с локальных очистных сооружений в промышленную канализацию, на содержание в них метанола и щелочи проводится по графику, утвержденному эксплуатирующей организацией.

Селективная очистка масляных дистиллятов

92. Сброс воды из резервуаров с растворителями производится в специальную емкость с последующим ее направлением для регенерации растворителя.

93. Дренаж растворителей из аппаратуры, трубопроводов и поддонов насосов производится в специальную емкость.

94. Все сбросные воды не реже одного раза в сутки анализируются на содержание нитробензола.

95. Измерение уровня в емкостях и аппаратах с селективным растворителем осуществляется с применением контрольно-измерительных приборов с выводом показаний в операторную. Производить измерение уровня селективного растворителя в емкостях рейкой не допускается.

96. Операции по отбору проб селективных растворителей из емкостей и аппаратов включаются в перечень газоопасных работ, утвержденный эксплуатирующей организацией.

97. Камера для распарки фенола при проведении процесса должна быть герметизирована. Открытие крышек камеры производить только после ее охлаждения до температуры, указанной в технологическом регламенте на производство продукции.

98. В отделении плавления фенола устанавливаются аварийные души и раковины самопомощи.

99. Транспортировка фенола и нитробензола производится в цистернах, оборудованных паровой рубашкой или электрообогревом.

Селективная депарафинизация масляных дистиллятов

100. Крышки смотровых окон центрифуг должны быть герметизированы и иметь зажимные пружины, удерживающие их в закрытом положении.

101. Кнопки отключения электродвигателей барабана и шнека вакуум-фильтра должны находиться располагаются непосредственно на рабочей площадке, с которой производится обслуживание вакуум-фильтра, а аварийные - в доступном и безопасном месте.

102. Расположенные внутри корпуса вакуум-фильтра промывочные и продувочные коллекторы, а также нож для снятия осадка выполняются из неискрящих материалов.

Контактная очистка масел отбеливающими глинами

103. Перед пуском в эксплуатацию фильтр-пресс опрессовывается воздухом. Режим опрессовки устанавливается технологическим регламентом на производство продукции.

104. Промывка дисков фильтра производится в специальном помещении, оборудованном ваннами с подводом горячей воды.

Производство смазок и присадок к смазочным маслам

105. Загрузка твердых химических реагентов механизируется с обеспечением герметичности.

106. Места выгрузки отработанного осадка оборудуются системой вытяжной вентиляции.

107. Автоклавы оборудуются световой и звуковой сигнализацией, срабатывающей при повышении давления выше значения, установленного технологическим регламентом на производство продукции.

108. Вскрытие барабанов с пятисернистым фосфором производится в отдельном помещении, оборудованном системой общеобменной вентиляции и подачей азота к месту вскрытия барабанов. Вскрытие барабанов производится непосредственно перед загрузкой в аппарат с мешалкой.

109. Выделяющиеся в процессе производства присадок сероводород и хлористый водород должны улавливаться, выброс их в атмосферу не допускается.

Газоперерабатывающие производства

Переработка газа и газового конденсата

110. Состав и оснащение технологических установок по переработке газа и газового конденсата должны обеспечить их безопасную переработку и получение продуктов их переработки, соответствующих требованиям проектной документации и технологического регламента на производство продукции.

111. Выбор схемы переработки нефтяного газа и газового конденсата определяется в каждом конкретном случае в зависимости от содержания углеводородов С ₃₊ в исходном сырье, от номенклатуры выпускаемой продукции и требуемой степени извлечения этана и пропана.

Технологическая схема переработки нефтяного газа может быть взаимоувязана со схемой переработки газового конденсата.

Необходимость и целесообразность извлечения этана, гелия, микроэлементов, включая тяжелые металлы должна быть обоснована технико-экономическими расчетами.

112. Технологический процесс переработки газового конденсата включает:

обезвоживание и обессоливание поступающего на переработку конденсата;

стабилизацию конденсата;

очистку от сероводорода;

разделение на углеводородные фракции;

очистку продуктов переработки конденсата от различных примесей в соответствии с требованиями к их качеству.

113. На газопроводах нефтяного и природного газа, подводящих сырой газ к сепараторам газоперерабатывающего производства, на безопасном расстоянии, определяемом в проектной документации, устанавливается быстродействующая запорная арматура, управляемая из помещения операторной.

114. Хранение растворов аминов должно осуществляться в емкостях с "азотным дыханием".

115. Наземные резервуары для хранения сероводородсодержащих жидкостей оснащаются устройствами для дистанционного замера уровня жидкости, сигнализаторами предельного верхнего уровня и устройствами для автоматического прекращения подачи жидкости при достижении предельного уровня.

116. Для промывки и пропарки технологического оборудования, содержащего сероводород, предусматриваются стационарные или передвижные штатные устройства и коммуникации для подачи воды и пара.

117. Для сероводородсодержащих следует предусматривать отдельные системы дренирования. Дренажные трубопроводы, предназначенные для дренирования обводненных сероводородсодержащих сред, должны обогреваться.

Производство технического углерода

118. Газ для производства технического углерода должен быть очищен от пыли и других примесей до соответствия требованиям технологического регламента на производство продукции.

119. Во избежание взрыва при розжиге газа в реакторе, генераторе, камере необходимо предварительно проверить их на отсутствие взрывоопасных смесей. Розжиг разрешается производить, если концентрация взрывоопасного газа в воздухе помещения (камере) согласно результатам анализа отобранных проб либо экспресс-анализа не превышает 20 процентов объемных от нижнего концентрационного предела распространения пламени (далее - НКПРП).

Розжиг горелки осуществляется от электрозапального устройства.

120. Трубопроводы и аппараты, в которых производятся технологические операции с воспламеняющимися газами или сажегазовой смесью, должны работать под избыточным давлением для исключения попадания воздуха.

121. Перемещение технического углерода внутри оборудования и трубопроводов осуществляется азотом (инертным газом).

122. Технический углерод, выработанный до установления нормального режима работы установки, должен храниться отдельно от общей выработки в течение трех суток.

123. Хранение упакованного технического углерода в упаковочных помещениях разрешается в количестве, не превышающем сменной выработки.

124. На складе необходимо не менее двух раз в сутки контролировать температуру затаренного технического углерода с регистрацией результатов контроля в сменном журнале.

125. Отделения производства и улавливания технического углерода оснащаются блокирующими устройствами, обеспечивающими безопасную остановку оборудования при отключении воды и электроэнергии.

126. Горящий технический углерод следует тушить путем смачивания его распыленной водой и механическим перемешиванием.

Затаренный технический углерод следует тушить в гасительных емкостях или заливать водой из распылителя. Тушить технический углерод компактной водяной струей не допускается.

Производство печного технического углерода

127. Перед подачей газа к горелкам печной агрегат продувается воздухом через свечу скруббера или дымовую трубу электрофильтра в соответствии с требованиями технологического регламента на производство продукции к режиму пуска.

128. Операции по пуску печного агрегата проводятся в соответствии со специальной инструкцией, утвержденной эксплуатирующей организацией, под руководством и в присутствии ответственного лица.

129. Перед началом розжига печного агрегата должны быть включены вентиляторы обдувки изоляторов электрофильтров и орошение скруббера водой путем открытия 4 - 5 форсунок нижнего яруса.

130. Перевод горения газа на основные горелки разрешается проводить только после того, как газ зажжен через пилотные горелки обоих реакторов печного агрегата.

131. В случае прекращения горения газа в реакторах необходимо закрыть запорную арматуру к основной горелке, запорную арматуру к пилотной горелке и продуть реактор воздухом в течение 10 минут на свечу или дымовую трубу.

132. При пуске и остановке печей не допускается нахождение в печном отделении лиц, непосредственно не связанных с ведением технологических процессов.

133. При переходе на режим образования технического углерода подача воды в скруббер через форсунки орошения регулируется в зависимости от температуры сажегазовой смеси, поступающей в электрофильтр, согласно параметрам, установленным технологическим регламентом на производство продукции.

134. Не допускается открывать люки во время работы скрубберов, электрофильтров, реакторов. Открывать люки разрешается только после полной остановки печного агрегата.

135. Электрическая часть установки должна обслуживаться электротехническим персоналом, имеющим допуск на проведение работ в электроустановках напряжением выше 1000 вольт.

136. Перед включением электрофильтра в работу проверяется исправность систем стряхивания коронирующих и осадительных электродов и обдувки изоляторов.

137. Во избежание попадания воздуха в электрофильтрах следует поддерживать избыточное давление до 10 миллиметров водяного столба.

Давление воздуха на обдувку изоляторов должно превышать давление в электрофильтре.

138. Во избежание взрыва газа в электрофильтре предусматриваются блокировки по падению избыточного давления газа, обеспечивающие снятие напряжение с электрофильтра и перевод печного агрегата на режим полного сгорания.

139. В случае загорания технического углерода в электрофильтре проектной документацией должны быть предусмотрены блокировки для снятия напряжение с электрофильтра и перевода печного агрегата на режим полного сгорания.

140. Отбор проб сажи из шнеков, воздушных сепараторов и другой аппаратуры проводится при отключенном электропитании.

141. В реакторном помещении устанавливаются газоанализаторы на содержание окиси углерода со световой и звуковой сигнализацией при превышении предельно-допустимой концентрации (далее - ПДК).

Производство термического технического углерода

142. Перед подачей газа к горелкам газогенератора обе шахты продуваются воздухом в атмосферу.

143. Операции по пуску газогенератора производятся звеном в составе не менее двух человек под руководством и в присутствии ответственного лица.

144. Во время работы блока газогенераторов система улавливания технического углерода продувается дымовыми газами в соответствии с требованиями технологического регламента на производство продукции.

145. Пуск и остановка блока генераторов производятся после продувки сажеулавливающей системы дымовыми газами до содержания в них кислорода и углекислого газа, определенного технологическим регламентом на производство продукции.

146. Не допускается во время пиролиза проводить ремонтные и очистные работы, а также находиться на верхней площадке газогенератора.

147. При внезапном прекращении подачи электроэнергии должны быть предусмотрены блокировки, обеспечивающие прекращение подачи газа и воздуха на горелки и подачу газовой подпитки в отбойники технического углерода.

Установка получения гелия

148. Для предотвращения создания взрывоопасных смесей в аппаратной при работающем блоке разделения газа необходимо обеспечить:

постоянную работу системы вентиляции каналов;

постоянный контроль состояния воздушной среды внутри кожухов блоков в каналах и производственном помещении.

149. При увеличении содержания горючих газов в каналах выше значений, определенных технологическим регламентом на производство продукции, необходимо подать в каналы газообразный азот и включить вытяжную вентиляцию помещения аппаратной.

150. Продувку импульсных линий, сдувок, регуляторов на коммуникациях и аппаратах горючих газов направляют в закрытые системы для дальнейшей утилизации, обезвреживания или в системы организованного сжигания.

III. Требования безопасности к отдельным технологическим процессам нефтегазоперерабатывающих производств

Производство твердых катализаторов

151. Перед заполнением аммиачной системы аммиаком система должна быть продута инертным газом до содержания кислорода в ней, определенного технологическим регламентом на производство продукции.

152. Операции по просеиванию катализатора, транспортировке и загрузке его в тару (мешки, бочки) герметизируются, механизируются и оборудуются системой местной вентиляции. Удаляемый воздух перед выпуском в атмосферу должен подвергаться обеспыливанию.

153. Распылительные сушилки, а также связанные с ними воздуховоды и циклоны, заземляются.

154. Не допускается производить загрузку сухого катализатора в прокалочный аппарат до получения в аппарате устойчивого кипящего слоя катализатора в аппарате.

155. При восстановлении катализатора водородом во избежание попадания воздуха и разрежения на приеме водородного компрессора поддерживается избыточное давление, величина которого устанавливается технологическим регламентом на производство продукции.

Получение элементарной серы из сероводорода

156. Перед пуском установки получения элементарной серы проверяется исправность гидрозатворов.

157. Гидрозатворы очищаются от отложений в соответствии с графиками, утвержденными эксплуатирующей организацией.

158. Скопление конденсата в паровой рубашке гидрозатвора не допускается.

159. Перед приемом топливного газа и сероводорода на установку система продувается азотом (инертным газом) в соответствии с требованиями, установленными технологическим регламентом на производство продукции.

160. Перед розжигом топок подогревателя и реактора-генератора топки следует продуть воздухом на "факел". Продолжительность продувки устанавливается технологическим регламентом на производство продукции и должна быть не менее 15 минут.

161. Во время пуска установки работы, связанные с приемом кислого газа, следует проводить в присутствии работников профессиональной аварийно-спасательной службы (формирования) (далее - ПАСС(Ф)), созданной на ОПО или с которой заключен договор на обслуживание ОПО.

162. Во избежание образования взрывоопасной смеси в топках реактора-генератора и подогревателей соотношение подачи воздуха и газа в топки регламентируется и поддерживается автоматически.

163. Розжиг горелок проводится при помощи электрозапального устройства.

164. Перед вскрытием технологическое оборудование и трубопроводы, содержащие сероводород, должны быть пропарены и продуты азотом (инертным газом) до достижения предельно допустимой концентрации сероводорода.

165. Применение сжатого воздуха для очистки поверхностей оборудования и строительных конструкций от серной пыли не допускается.

166. Налив серы в хранилище (дегазатор) свободно падающей струей не допускается.

167. В проектной документации и технологическом регламенте на производство продукции должны быть предусмотрены:

решения, обеспечивающие равномерность налива жидкой серы на площадку склада;

обоснование максимальной толщины слоя для послойного налива жидкой серы и периода выдержки, необходимого для его застывания;

обоснование максимально допустимой высоты накопления серы на площадке с учетом ее геометрических размеров;

способы и технические средства безопасного налива серы на площадку (опалубка, обваловка);

способы безопасной разработки серных карт (автоматизированный и механизированный).

168. Работы по наливу серы в хранилище, а также погрузке и выгрузке серы из него производятся в соответствии с инструкцией по безопасному ведению указанных работ, утвержденной эксплуатирующей организацией.

169. Разработку площадок хранения серы и погрузку серы запрещается производить при скорости ветра более 15 метров в секунду, в период грозы и ограниченной видимости (менее 50 метров).

Хранение сжиженных горючих газов, легковоспламеняющихся жидкостей под давлением

170. Объемно-планировочные решения по размещению складов хранения сжиженных горючих газов (далее - СГГ), легковоспламеняющихся жидкостей (далее - ЛВЖ) под давлением должны соответствовать требованиям законодательства о градостроительной деятельности, технических регламентов.

171. Хранение СГГ необходимо осуществлять:

в наземных металлических горизонтальных и шаровых резервуарах под давлением;

наземных металлических шаровых резервуарах под пониженным давлением (полуизотермическое хранение);

в наземных металлических изотермических резервуарах без давления;

изотермических резервуарах (изотермическое хранение).

172. Допускаются следующие способы хранения СГГ в резервуарах:

под давлением при температуре не выше 323,15 градусов Кельвина (50 градусов Цельсия) и при давлении насыщенных паров, соответствующем температурным условиям наружного воздуха;

изотермический при постоянной температуре, обеспечивающей избыточное давление насыщенных паров в резервуаре 4,9 - 6,8 килопаскалей (0,005 - 0,007 килограмм на квадратный сантиметр) по отношению к атмосферному давлению;

полуизотермический, когда среда внутри резервуара соответствует изотермическим условиям хранения, а резервуар рассчитан на хранение при давлении;

комбинированный, сочетающий каждый из вышеуказанных способов хранения в отдельной группе, содержащей соответствующую технологическую среду.

173. На сырьевых и товарных складах обеспечивается запас каждого из видов сырья и товарной продукции, равный трехсуточной мощности производства. При изотермическом или комбинированном хранении объем хранимого сырья и товарной продукции может быть увеличен до 15-суточной мощности производства.

174. Выбор типа резервуара для хранения сырья и товарной продукции осуществляется в зависимости от физико-химических свойств и показателей взрывоопасности хранимого продукта.

175. Склады следует размещать по одну сторону от производственной зоны предприятия с учетом розы ветров и последствий возможных аварий на близлежащих технологических объектах.

176. На территории складов устанавливается прибор, определяющий направление и скорость ветра. Показания прибора должны выводиться в помещение управления (операторную).

177. На территории складов должно быть не менее двух автомобильных выездов на дороги общей сети, оборудованных автоматическими шлагбаумами, светофорами и сиренами.

178. На складах (парках) резервуары для хранения СГГ располагаются группами. Резервуарный парк должен состоять из одной или нескольких групп резервуаров. В каждой группе следует размещать резервуары, аналогичные по своим конструктивным особенностям (горизонтальные, шаровые, изотермические). Резервуары для хранения СГГ и резервуары для хранения ЛВЖ под давлением размещать в одной группе не допускается.

179. При хранении на одном складе (парке) ЛВЖ и горючих жидкостей (далее - ГЖ) совместно с СГГ и ЛВЖ под давлением резервуары для хранения ЛВЖ и ГЖ следует устанавливать в самостоятельной группе (группах).

180. Резервуары, предназначенные для приема продуктов при авариях на складе, должны размещаться в отдельной группе и находиться в постоянной готовности к приему продуктов.

181. В пределах обвалования резервуарных парков установка вспомогательного оборудования и транзитная прокладка технологических трубопроводов не допускаются.

Обезвреживание сбросов горючих паров и газов методом сжигания

182. Эксплуатация факельных систем ОПО нефтегазоперерабатывающих производств и обеспечение взрывобезопасности технологических процессов обезвреживания сбросов горючих паров и газов методом сжигания должно осуществляться в соответствии с требованиями пунктов 139 - 158 федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств".

183. При работе факельной установки должно быть обеспечено стабильное горение в широком интервале расхода газов и паров, бездымное сжигание постоянных и периодических сбросов, безопасная плотность теплового потока, предотвращение попадания воздуха через верхний срез факельного ствола и пропуска пламени.

Слив-налив сжиженных горючих газов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей на железнодорожных эстакадах

184. Устройство и размещение железнодорожных сливоналивных эстакад на ОПО нефтегазоперерабатывающих производств должно соответствовать требованиям законодательства о градостроительной деятельности и проектной документации.

185. Конструкция сливоналивных устройств железнодорожной эстакады должна обеспечивать техническую возможность слива и налива СГГ, ЛВЖ и ГЖ в железнодорожные цистерны всех типов, пригодных для перевозки данного продукта.

186. На сливоналивных железнодорожных эстакадах должна быть предусмотрена возможность полного освобождения трубопроводов после запорной арматуры от остатков наливаемого или сливаемого продукта.

187. Для слива-налива СГГ предусматриваются отдельные эстакады (пункты).

188. Запрещается оставлять цистерны, присоединенными к сливоналивным устройствам, когда операции слива-налива не проводятся.

189. Запрещается налив сжиженного горючего газа и нестабильного продукта путем выпуска паровой фазы в атмосферу или на факел.

190. Запрещается налив СГГ в цистерны, если остаточное давление паров продукта в них менее 0,05 мегапаскалей, кроме цистерн, наливаемых впервые или после ремонта.

191. Налив ЛВЖ и ГЖ в железнодорожные цистерны должен осуществляться по бесшланговой системе шарнирно сочлененных или телескопических устройств, оборудованных автоматическими ограничителями налива. При наливе светлых нефтепродуктов должна обеспечиваться герметичность их налива с отводом паров в газосборную систему.

Технические решения по герметизации налива подлежат обоснованию в проектной документации.

192. Для проведения операций слива и налива в железнодорожные цистерны СГГ, ЛВЖ и ГЖ разрешается применение гибких шлангов (металлорукавов) при наличии документов, подтверждающих их соответствие обязательным требованиям, установленным техническими регламентами Евразийского экономического союза.

Выбор шлангов (металлорукавов) осуществляется с учетом свойств транспортируемого продукта и параметров безопасного ведения процесса слива-налива СГГ, ЛВЖ и ГЖ.

Шланги (металлорукава) перед проведением операций слива - налива должны осматриваться в целях выявления трещин, надрезов, потертостей.

Не реже одного раза в три месяца шланги (металлорукава) должны подвергаться гидравлическому испытанию на прочность давлением, равным 1,25 рабочего давления.

Срок службы шлангов (металлорукавов) устанавливается организацией-изготовителем и продлению не подлежит.

193. Проведение сливоналивных операций во время грозы запрещается.

194. Выполнение огневых работ в радиусе менее 100 метров от эстакады во время подачи железнодорожных цистерн и проведения сливоналивных операций запрещается.

195. Минимально допустимое число рабочих при проведении сливоналивных операций - 2 человека.

Сливоналивные операции с самоходными плавучими сооружениями

196. Для контроля за режимом сливоналивных операций на трубопроводе у насосной станции и стендеров следует устанавливать контрольно-измерительные приборы, показания которых выводятся в помещение управления (операторную).

197. При несанкционированных отходах судна должно срабатывать автоматическое устройство аварийного отсоединения стендера.

198. Наливные устройства должны быть оборудованы быстродействующей запорной арматурой для предотвращения пролива нефтепродуктов на технологическую площадку сливоналивных операций.

199. При проведении сливоналивных операций следует предусматривать мероприятия по защите от гидравлических ударов.

200. Для предупреждения опасных проявлений статического электричества скорость движения нефтепродукта в береговом трубопроводе на начальной стадии заполнения танкера устанавливается в проектной документации.

201. Во время грозы и сильного ветра проведение сливоналивных операций нефти и нефтепродуктов не допускается.

IV. Требования к аппаратурному обеспечению технологических процессов

Трубчатые печи процессов каталитического крекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и каталитического риформинга

202. Печи должны быть оборудованы дежурными (пилотными) горелками, оснащенными запальными устройствами и индивидуальной системой топливоснабжения.

203. Рабочие и дежурные горелки необходимо оборудовать сигнализаторами погасания пламени.

204. На трубопроводах газообразного топлива к основным горелкам должны быть установлены предохранительно-запорные клапаны дополнительно к общему отсекающему устройству на печи, срабатывающие при снижении давления газа ниже допустимого.

205. На линиях подачи жидкого топлива и топливного газа к основным и дежурным горелкам должны быть установлены автоматические запорные устройства, срабатывающие в системе блокировок.

206. Для многофакельных печей на трубопроводах газообразного и жидкого топлива необходимо установить автономные регулирующие устройства для обеспечения безопасности в режиме пуска.

207. При размещении печей вне зданий запорные устройства на общих трубопроводах жидкого и газообразного топлива должны быть расположены в безопасном месте на расстоянии не ближе 10 м от печи.

208. Перед пуском печи необходимо:

проверить отсутствие посторонних предметов в камере сгорания и дымоходах-боровах;

закрыть все люки и лазы;

выполнить комплексную проверку работоспособности и надежности всех устройств паровой завесы или завесы с помощью инертных газов.

209. В период розжига печи должны быть включены все приборы контроля и сигнализации, предусмотренные технологическим регламентом.

210. Приборы, контролирующие работу печи, должны быть регистрирующими.

211. Перед розжигом печи, работающей на газе, необходимо проверить плотность закрытия рабочих и контрольных запорных устройств на всех горелках, сбросить конденсат из топливной линии. Система подачи газа должна исключать попадание конденсата в горелки.

212. Перед розжигом дежурных горелок необходимо продуть топочное пространство паром, а линии подачи газообразного топлива - инертным газом на свечу. Продувку топочного пространства (с момента открытия последней задвижки до момента появления пара из дымовой трубы) необходимо проводить в течение времени, предусмотренного технологическим регламентом, но не менее 15 минут, а для многокамерных печей продувку камер сгорания - не менее 20 минут.

213. Розжиг печи должен начинаться с розжига дежурных горелок. В случае, если дежурная горелка (горелки) не разожглась (не разожглись) с трех попыток, следует повторить продувку топочного пространства.

214. Розжиг основных горелок должен осуществляться при работающих дежурных горелках, минимальной регламентированной циркуляции сырья в змеевике и регламентированных значениях подачи топлива.

215. Топливный газ для освобождения от жидкой фазы, влаги и механических примесей перед подачей в горелку должен предварительно пройти сепаратор, подогреватель и фильтры.

216. Жидкое топливо для обеспечения необходимой вязкости и освобождения от механических примесей перед подачей в форсунку должно предварительно пройти подогреватель и фильтры.

217. В период пуска печи должны быть включены следующие блокировки:

закрытия автоматических запорных устройств дежурных горелок при понижении давления в линии топливного газа;

закрытия газовых автоматических запорных устройств основных горелок при повышении или понижении давления в линиях топливного газа к основным горелкам, а также при прекращении подачи в змеевик циркулирующего газа или сырья;

закрытия на жидком топливе автоматических запорных устройств при прекращении подачи в змеевик циркулирующего газа или сырья.

218. Система блокировок и сигнализации печи должна обеспечивать отключение подачи топлива к дежурным и основным горелкам при:

отклонениях параметров подачи топлива от регламентированных;

падении объема циркуляции сырья через змеевик печи ниже допустимого;

превышении предельно-допустимой температуры сырья на выходе из печи;

срабатывании прибора погасания пламени;

срабатывании не менее двух датчиков довзрывных концентраций, расположенных у печи.

219. При эксплуатации трубчатой нагревательной печи необходимо следить за показаниями контрольно-измерительных приборов, вести визуальный контроль за состоянием труб змеевика, трубных подвесок и кладки печи.

При наличии отдулин на трубах, их прогаре, деформации кладки или подвесок, пропуске ретурбентов необходимо потушить горелки, прекратить подачу в печь продукта, подать в топку пар или инертный газ и продуть трубы паром или инертным газом по ходу продукта.

Дверцы камер во время работы печи должны быть закрыты.

Необходимо вести наблюдение за установленным режимом горения, горелки должны быть равномерно нагружены, факел должен иметь одинаковые размеры, не бить в перевальную стенку и не касаться труб потолочного и подового экранов.

220. Подача пара в топочное пространство должна включаться автоматически при прогаре змеевика.

Прогар змеевика характеризуется:

падением давления в сырьевом змеевике;

повышением температуры над перевальной стеной;

изменением содержания кислорода в дымовых газах на выходе из печи относительно регламентированного.

При осуществлении каталитических процессов, применяемых в нефтегазоперерабатывающих производствах, подача пара в змеевики печей не допускается.

221. На паропроводе или трубопроводе инертного газа, служащих для продувки змеевика печи при остановках или аварии, должны быть установлены обратные клапаны и по два запорных устройства. Между запорными устройствами необходимо предусмотреть спускник (дренаж) для контроля за герметичностью запорных устройств и спуска конденсата.

222. Запорные устройства трубопроводов системы паротушения камеры сгорания печи и коробки двойников должны располагаться в удобном для подхода и безопасном в пожарном отношении месте на расстоянии не менее 10 метров от печи.

223. Конструкция паровой завесы или завесы в виде струйной подачи инертных газов печи с открытым огневым процессом должна быть определена в проектной документации.

Расчётом должно быть определено:

длина и диаметр парового коллектора или коллектора подачи инертных газов;

количество и диаметр отверстий в коллекторе (при этом отношение суммарной площади отверстий к площади поперечного сечения коллектора должно быть не более 0,3).

224. Коллектор защитной завесы должен размещаться на металлических, бетонных или кирпичных опорах на высоте не менее 0,2 метра от нулевой отметки. При многоярусном расположении горелок способы крепления коллектора определяются разработчиком проекта.

225. Конфигурация коллектора должна предусматривать защиту печи при любых направлениях ветра.

226. Угол наклона струй пара к горизонтальной плоскости конструкции печи не должно превышать 60 градусов.

227. На газоперерабатывающих производствах для нагревательных печей с открытым огневым процессом должно предусматриваться ограждение коллектора паровой завесы высотой не ниже 0,6 метра.

Расстояние от коллектора до защищаемого объекта и от коллектора до ограждения определяется расчётом.

228. Решение об устройстве паровой завесы для других объектов с высокой температурой наружной стенки принимается разработчиком проекта исходя из свойств обращающихся на объекте опасных веществ.

229. Трубопроводы подачи топлива ко всем неработающим (в том числе и временно неработающим) горелкам должны быть отглушены.

230. Электроснабжение систем противоаварийной автоматической защиты (далее - ПАЗ) и исполнительных механизмов печи должно относиться к особой группе I категории надежности.

Насосное оборудование

231. При выборе насосов (насосных агрегатов) для ОПО нефтегазоперерабатывающих производств должны учитываться требования технического регламента Таможенного союза "О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах" (далее - ТР ТС 012/2011), утвержденного решением Комиссии Таможенного союза от 18 октября 2011 г. N 825 (официальный сайт Комиссии Таможенного союза http://www.tsouz.ru/, 21 октября 2011 г.), и федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств".

232. Насосы, используемые для перемещения горючих, сжатых и СГГ, ЛВЖ и ГЖ, по надежности и конструктивным особенностям выбираются с учетом физико-химических свойств перемещаемых продуктов и регламентированных параметров технологического процесса. При этом количество насосов определяется исходя из условия обеспечения непрерывности технологического процесса, в обоснованных случаях (подтвержденных расчетом обеспечения надежности) предусматривается их резервирование.

233. Насосы (насосные агрегаты), перекачивающие ЛВЖ, ГЖ и СГГ, должны быть оборудованы системой автоматического отключения насосов при достижении концентрации горючих газов в помещении насосной 50 процентов от объемных НКПРП. Последовательность остановки насосов должна определяться разработчиком проектной документации.

234. Корпусы насосов, перекачивающих ЛВЖ, ГЖ и СГГ, должны быть заземлены независимо от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосами.

235. Насосы (насосные агрегаты) должны быть снабжены дренажными устройствами со сбросом дренируемого продукта в закрытую систему.

236. При освобождении и продувке насосов и трубопроводов обвязки сбрасываемый продукт должен отводиться за пределы помещений: жидкий - по трубопроводам в специально предназначенную емкость, а пары и газы - на факел или свечу.

237. В открытых насосных установках (станциях) предусматривается обогрев пола при наличии обоснования в проектной документации. Обогревающие пол устройства должны обеспечивать на поверхности пола насосной установки (станции) температуру не ниже плюс 5 градусов Цельсия при средней температуре наиболее холодной пятидневки (расчетная температура отопления).

238. Установка насосов (насосных агрегатов), перекачивающих высоковязкие, обводненные или застывающие при температуре наружного воздуха продукты, на открытых площадках требует обоснования и соблюдения условий, обеспечивающих непрерывность работы, теплоизоляцию или обогрев насосов и трубопроводов, наличия систем продувки или промывки насосов и трубопроводов.

239. На трубопроводах, расположенных в насосных, должны быть указаны их назначение и направление движения продуктов, на насосах - индексы согласно технологической схеме, а на двигателях - направление вращения ротора.

240. Пуск в работу и эксплуатация центробежных насосов при отсутствии ограждения на муфте сцепления их с двигателем не допускается.

241. Пуск паровых насосов должен производиться после предварительного сброса конденсата пара и прогрева паровых цилиндров. При этом задвижка на нагнетательном трубопроводе насоса должна быть открыта.

242. Во время эксплуатации насосов должен быть обеспечен контроль за давлением в трубопроводе нагнетания. Запрещается эксплуатация насоса с неисправными или не прошедшими своевременную поверку манометрами.

243. В случае обнаружения какой-либо неисправности, нарушающей нормальный режим работы насоса, последний необходимо остановить, проверить и устранить неисправность. Запрещается производить ремонт насоса во время его работы.

244. Резервный насос (насосный агрегат) должен находиться в постоянной готовности к пуску. Для отключения резервного насоса (насосного агрегата) от всасывающих и напорных коллекторов с применением заглушек запрещается.

245. Насосное оборудование, полы и лотки насосных необходимо содержать в чистоте. Сточные воды после мытья пола и лотков, содержащие кислоты, щелочи, селективные растворители и другие опасные вещества, должны накапливаться в специальной емкости и перед спуском в канализацию обезвреживаться в соответствии с технологическим регламентом на производство продукции.

Компрессорное оборудование

246. Компрессорное оборудование эксплуатируется в соответствии с руководством (инструкцией по эксплуатации) организаций-изготовителей. Использовать компрессоры для компримирования газа, не соответствующего их паспортным данным, не разрешается.

247. Приемные и нагнетательные коллекторы компрессоров должны быть расположены вне здания компрессорной. Прокладка коллекторов должна быть надземной. Приемные коллекторы должны быть проложены с уклоном, обеспечивающим их самотечное опорожнение от жидкости.

248. На нагнетающих линиях компрессоров должны быть установлены буферные емкости - гасители пульсаций.

249. На линиях подвода азота (инертного газа) к компрессорам, используемых для систематического заполнения и продувки, необходимо устанавливать по два запорных устройства и обратный клапан. Между запорными устройствами необходимо предусматривать дренажное устройство с условным проходом не менее 25 миллиметров, имеющее выход в атмосферу.

250. На компрессорах, имеющих давление всасывания, близкое к атмосферному, должна быть предусмотрена блокировка по отключению агрегата при падении давления на приеме ниже допустимого.

251. За температурой охлаждающей воды системы охлаждения компрессора необходимо осуществлять постоянный контроль с сигнализацией опасных значений температуры и блокировкой в систему ПАЗ при достижении предельно допустимого значения.

252. Компрессоры, перекачивающие горючие газы, должны быть оборудованы системой автоматического отключения компрессоров при достижении концентрации горючих газов в помещении компрессорной 50 процентов объемных от НКПРП. Последовательность остановки компрессоров должна определяться разработчиком проектной документации.

253. Все движущиеся и вращающиеся части компрессора и его оборудования (маховики, валы, муфты, передачи) должны быть ограждены.

254. В компрессорных помещениях на трубопроводах должно быть указано направление движения потоков, на оборудовании - номера позиций по технологической схеме, а на двигателях - направление вращения ротора.

255. Перед пуском компрессора, работающего на взрывоопасных газах, необходимо продуть его инертным газом до содержания кислорода в отходящем газе до 0,5 процента от объемных.

256. Температура поступающих газов на входе в компрессор должна быть выше температуры конденсации газов.

257. Соединения компрессоров и их газопроводы необходимо систематически проверять на герметичность в соответствии со сроками, установленными инструкцией завода-изготовителя и технологическим регламентом.

258. При выводе компрессора в ремонт необходимо отглушить его с помощью стандартных заглушек от всех технологических трубопроводов.

259. Компрессоры, находящиеся в резерве, должны быть отключены запорной арматурой по линиям приема и нагнетания.

260. При каждой остановке компрессора необходимо осмотреть недоступные к осмотру во время его работы движущиеся детали.

Выявленные неисправности необходимо устранить.

261. Эксплуатацию аммиачных компрессоров необходимо проводить в соответствии с требованиями нормативных документов к устройству и безопасной эксплуатации аммиачных холодильных установок.

262. Забор воздуха воздушным компрессором должен проводиться в зоне, не содержащей примеси горючих газов и пыли. Места забора воздуха должны быть защищены от попадания влаги и посторонних предметов.

263. Всасываемый воздух должен очищаться от механических примесей фильтрами.

264. Для цилиндров воздушных компрессоров должно применяться смазочное масло с температурой самовоспламенения не ниже 400 градусов Цельсия и температурой вспышки паров на 50 градусов Цельсия выше температуры сжатого воздуха.

265. Масло, воду и загрязнения следует удалять из масловлагоотделителей, воздухосборников и холодильников в сроки, установленные организацией-изготовителем оборудования.

266. Масло для смазки компрессора должно иметь документ, подтверждающий соответствие продукта требованиям технических регламентов Таможенного союза, и соответствовать марке, указанной организацией-изготовителем в паспорте на компрессор (по вязкости, температурам вспышки, самовоспламенения, термической стойкости), а также специфическим особенностям, характерным для работы компрессора данного типа в конкретных условиях.

267. Помещение компрессорной должно быть оборудовано грузоподъемными устройствами для производства ремонтных работ.

268. В обоснованных случаях помещение компрессорной оборудуется звукоизолированной кабиной для постоянного пребывания машиниста.

269. Снаружи входных дверей в компрессорную должна быть вывешена предупреждающая надпись: "Вход посторонним воспрещен".

Стальные резервуары и емкости для хранения легковоспламеняющихся и горючих жидкостей

270. Резервуары для хранения ЛВЖ и ГЖ оснащаются специальной арматурой и оборудованием, обеспечивающими:

наполнение и опорожнение резервуаров;

поддержание давления в резервуарах в безопасных пределах;

отстой и удаление подтоварной воды;

замер уровня;

отбор проб;

пожаротушение и охлаждение резервуаров;

зачистку и ремонт резервуаров.

271. Резервуары оборудуются сниженными пробоотборниками, обеспечивающими отбор проб с фиксированного уровня (точечные пробы) или устройствами отбора объединенной (средней) пробы по всей высоте хранимого продукта. Отбор проб через замерный люк на крыше резервуара не допускается.

272. Контроль уровня в резервуарах осуществляются контрольно-измерительными приборами. Замер уровня через люк на крыше резервуара замерной лентой или рейкой не допускается.

273. Резервуары с понтоном и плавающей крышей оснащаются не менее, чем тремя измерителями уровня. Сигнализация предельного верхнего уровня предусматривается от двух измерителей уровня.

274. На крыше резервуара для обслуживания технических устройств (дыхательная аппаратура, приборы КИПиА и др.) предусматриваются специальные площадки. Переход от маршевой лестницы до обсуживающих площадок должен выполняться по ходовым мостикам с ограждением (перилами). Хождение непосредственно по кровле резервуара не допускается.

275. Запорное устройство с ручным приводом, установленное непосредственно у резервуара, дублируется быстродействующей запорной арматурой с дистанционным управлением, установленной вне обвалования.

276. Трубопроводная обвязка резервуаров и насосов должна обеспечивать возможность перекачки продуктов из одного резервуара в другой при возникновении аварийной ситуации.

277. Во избежание накопления зарядов статического электричества и возникновения искровых разрядов наличие на поверхности нефтепродуктов незаземленных электропроводных плавающих устройств не допускается.

Нижний пояс стенки резервуаров присоединяется через токоотводы к

заземлителям, установленным на расстоянии не более чем 20 м по периметру стенки, но не менее четырех на равных расстояниях.

278. Резервуары и трубопроводы с легкозастывающими и вязкими продуктами и реагентами оборудуются обогревом.

279. В стационарной крыше или стенке резервуара с понтоном предусматриваются вентиляционные окна, равномерно расположенные по периметру на расстоянии не более 10 м друг от друга (но не менее четырех), и один вентиляционный патрубок в центре. Общая открытая площадь всех вентиляционных окон должна быть больше или равна 0,06 м2 на 1 м диаметра резервуара. Отверстия вентиляционных окон закрываются защитными кожухами от атмосферных воздействий и сеткой с ячейками 1010 мм. Установка огнепреградителей на вентиляционных окнах не требуется.

280. Производительность наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать пропускной способности дыхательных клапанов, вентиляционных патрубков, указанной в технологической карте резервуара.

281. За работоспособностью дыхательных, гидравлических предохранительных клапанов, вентпатрубков и огнепреградителей предусматривается периодический контроль.

282. Подача ЛВЖ и ГЖ в резервуар осуществляется под слой жидкости. При заполнении порожнего резервуара жидкость должна подаваться со скоростью не более 1 м/с до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши).

283. Производительность наполнения (опорожнения) резервуаров с плавающей крышей или понтоном ограничивается допустимой скоростью движения понтона (плавающей крыши), которая не должна превышать для резервуаров емкостью до 700 м3 - 3,3 м/ч, для резервуаров емкостью свыше 700 м3 - 6 м/ч. При этом скорость понтона при сдвиге не должна превышать 2,5 м/ч.

284. Удаление подтоварной воды из резервуаров осуществляется через сифонные краны или дренажные незамерзающие клапаны.

285. Заглубленные металлические емкости должны размещаются в бетонных приямках, засыпанных песком или с устройством принудительной вентиляции и оборудованных дренажными насосами.

286. Высота устья вентиляционных труб подземных резервуаров (емкостей) устанавливается не менее 6 м от планировочной отметки земли.

287. Для проектируемых объектов не допускается использование заглубленных железобетонных резервуаров для хранения нефти и темных нефтепродуктов.

288. Для подготовки резервуара к ремонту используются съемные трубопроводы, которые монтируются перед проведением ремонта и демонтируются по окончании работ. Демонтированные трубопроводы складируются на специальной площадке вне обвалования. Для резервуаров, чистка которых осуществляется более одного раза в межремонтный пробег производства, допускается стационарная установка таких трубопроводов.

289. Резервуары для хранения ЛВЖ и ГЖ оборудуются стационарными системами пожаротушения.

Стальные емкости для хранения сжиженных горючих газов

290. Емкость с СГГ оснащается:

сигнализаторами верхнего и нижнего уровней и верхнего аварийного (предельного) уровня с выводом сигналов в операторную. Сигнализация верхнего предельного уровня осуществляется от двух приборов замера уровня;

сигнализатором предельного давления в газовом пространстве с выводом сигнала в операторную;

прибором замера температуры жидкого продукта.

291. Емкости для СГГ отключаются от коллекторов запорной арматурой с дистанционным приводом и дублирующей запорной арматурой с ручным приводом (коренной), устанавливаемой в непосредственной близости от емкости.

292. На входе в емкость СГГ устанавливается обратный клапан.

Допускается установка одного обратного клапана на каждой общей линии, по которой сжиженный газ подается в группу емкостей.

На емкостях СГГ предусматриваются рабочие и резервные предохранительные клапаны со сбросом в факельную систему. До и после предохранительных клапанов предусматривается отключающая арматура с блокировочным устройством, исключающим возможность одновременного отключения рабочих и резервных предохранительных клапанов, или трехходовой кран.

293. Емкость СГГ заполняется не более 83% ее объема.

294. При заполнении емкостей, не имеющих остатка продукта (новых, после технического освидетельствования или очистки), принимаются меры для исключения образования взрывоопасных смесей.

295. Для отбора проб СГГ используются пробоотборники, рассчитанные на максимальное давление СГГ в емкости. На каждый пробоотборник заводится паспорт. Пользоваться неисправным пробоотборником или с истекшим сроком его освидетельствования не допускается.

Шаровые резервуары для хранения сжиженных горючих газов и легковоспламеняющихся жидкостей под давлением

296. Резервуары, предназначенные для хранения СГГ и ЛВЖ под давлением с температурой кипения ниже 318,15 Кельвина (45 градусов Цельсия), рассчитываются на давление не ниже упругости паров продукта при температуре 323,15 Кельвина (50 градусов Цельсия). Для сосудов, предназначенных для хранения углеводородных фракций С3, С4 и С5, расчетное давление принимается:

1,8 - 2,0 МПа (18 - 20 кгс/см2) - для фракции углеводородов С3;

0,6 МПа (6 кгс/см2) - для фракции углеводородов С4;

0,25 - 0,3 МПа (2,5 - 3 кгс/см2) - для фракции углеводородов С5.

297. Расчетное давление в резервуарах для хранения под давлением ЛВЖ с температурой кипения 318,15 Кельвина (45 градусов Цельсия) и выше, оборудованных предохранительными клапанами (без учета гидростатического давления), может превышать рабочее давление на 20%, но не менее чем на 0,3 МПа (3 кгс/см2).

298. Шаровые резервуары для продуктов, в которых возможно присутствие воды, оборудуются закрытой системой дренажа воды с установкой в днище сосуда донного незамерзающего клапана и внешними нагревательными устройствами в нижней части резервуара для обеспечения отвода воды при минусовых температурах воздуха. В качестве теплоносителя может использоваться пар, паровой конденсат, горячая вода или негорючие, некоррозионные антифризы.

299. Шаровые резервуары для хранения чистых углеводородов могут быть оборудованы внутренней лестницей, обеспечивающей возможность контроля сварных швов резервуара без устройства дополнительных лесов и подмостей.

300. Шаровые резервуары для хранения продуктов, способных полимеризоваться (бутадиен, изопрен и др.), оборудуются внутренней лестницей утяжеленного типа с площадками, позволяющими производить чистку стенок и днища.

301. На резервуарах устанавливаются предохранительные клапаны, обеспечивающие безопасную эксплуатацию сосудов, работающих под избыточным давлением.

302. Предохранительные клапаны устанавливаются непосредственно на патрубках (штуцерах) резервуаров с вертикальным расположением штока клапана, в наиболее высокой части резервуара с таким расчетом, чтобы в случае открытия (срабатывания) клапана из сосуда в первую очередь удалялись пары или газы.

303. Предохранительные клапаны на резервуарах устанавливаются с учетом исключения возможности скопления конденсата за предохранительным клапаном.

304. Для ревизии и ремонта предохранительных клапанов предусматривается установка запорной арматуры с блокировочным устройством, исключающим возможность одновременного закрытия запорной арматуры на рабочем и резервном клапанах.

305. Резервуар отключается от системы трубопроводов двумя запорными устройствами.

Коренные задвижки с ручным управлением, установленные у резервуаров, дублируются быстродействующими запорными устройствами, установленными вне обвалования.

Изотермические резервуары для хранения сжиженных горючих газов и легковоспламеняющихся жидкостей под давлением

306. Конструкции резервуаров могут быть одностенными, одностенными с внутренним стаканом и двустенными.

Тип резервуара определяется в процессе проектирования технологических объектов.

307. Резервуары изготавливаются из сталей с предъявлением повышенных требований к химическому составу, механическим свойствам и качеству листа в соответствии со специальными техническими условиями.

308. Резервуары рассчитываются на давление выше рабочего на 25 %, но не меньше 9806 Па (1000 мм вод. ст.) и с учетом возможного вакуума не менее 490,3 Па (50 мм вод. ст.).

309. Для резервуаров следует предусматривать:

технологические штуцеры;

штуцеры контроля и автоматики;

не менее двух люков-лазов во внутренний резервуар;

люк - лаз в межстенное пространство;

люки для засыпки и удаления сыпучего теплоизоляционного материала;

места для установки датчиков диагностики технического состояния резервуара.

310. Штуцеры на вводах и выводах в резервуары, а также конструкции проходов штуцеров через наружную стенку двустенного резервуара оборудуются компенсаторами, рассчитанными на работу в условиях максимально возможной разности температур при испытаниях, пуске, эксплуатации и опорожнении резервуара при остановке.

311. Резервуары оборудуются наружной и внутренней лестницами, площадками для обслуживания оборудования, арматуры, средств и приборов КИПиА.

312. Фундаменты резервуаров выполняются с учетом результатов воздействия низкой температуры хранимого продукта на фундамент, креном внутреннего корпуса в процессе эксплуатации, коррозионного воздействия окружающего воздуха на фундамент и конструкции фундамента.

313. Резервуары оборудуются предохранительными клапанами. Количество рабочих предохранительных клапанов на каждом резервуаре, их размеры и пропускная способность обосновываются расчетом в проектной документации.

Параллельно с рабочими предохранительными клапанами устанавливаются резервные клапаны.

314. Для защиты наружного корпуса резервуара с изолированным межстенным пространством устанавливается не менее двух рабочих предохранительных клапанов, каждый из которых имеет резерв. Сброс от предохранительных клапанов наружного корпуса производится в атмосферу.

315. На резервуарах предусматривается система клапанов для защиты от вакуума, путем подачи азота и (или) топливного газа в паровое пространство резервуара. Установочное давление вакуумных клапанов должно быть не менее 25% численных значений вакуума, используемых при расчете конструкции резервуара.

316. При полуизотермическом и изотермическом способах хранения необходимо предусматривается:

сигнализация опасного (предельно допустимого) значения температуры продукта, поступающего в резервуар;

автоматическое прекращение подачи продукта в резервуар при достижении опасного (предельно допустимого) значения температуры продукта в контуре термостатирования хранимого продукта;

автоматическое открытие запорной (отсечной) арматуры на линии сброса паров из резервуара в факельную систему при достижении опасного (предельно допустимого) значения давления в резервуаре и автоматическое закрытие этой запорной (отсечной) арматуры при достижении рабочего давления хранимого продукта.

317. Резервуар заполняется не более 95% объемных.

Технологические трубопроводы

318. Прокладка трубопроводов, перемещающих взрывопожароопасные, токсичные и высокотоксичные среды должна быть надземной на несгораемых конструкциях, эстакадах, этажерках, стойках, опорах.

Допускается подземная прокладка таких трубопроводов на участках присоединения к насосам и компрессорам в непроходных каналах.

319. Высота эстакад для трубопроводов над железнодорожными путями, проездами и проходами предусматривается не менее:

для железнодорожных путей (над головкой рельса) - 5,55 м;

для автомобильных дорог - 5 м (4,5 м при соответствующем обосновании);

для пешеходных дорог - 2,2 м.

320. Пересечение трубопроводов с токсичными жидкостями и газами с железнодорожными подъездными путями не допускается, за исключением продуктопроводов к двусторонним сливо-наливным железнодорожным эстакадам.

321. Компенсация температурных деформаций на технологических трубопроводах выполняется за счет поворотов и изгибов трассы трубопроводов. При невозможности ограничиться самокомпенсацией на трубопроводах устанавливаются компенсаторы.

В тех случаях, когда предусматривается пропарка трубопровода паром или промывка горячей водой, в проектной документации необходимо рассчитывается на эти условия компенсирующая способность.

322. Трубопроводы для транспортирования влагосодержащих газов и продуктов защищаются от замерзания тепловой изоляцией, а при необходимости оборудуются обогревом.

323. На трубопроводах в местах, где возможно выделение воды и конденсата, предусматривается возможность их дренирования.

324. Трубопроводы независимо от транспортируемого продукта оборудуются дренажами для слива воды после гидравлического испытания и воздушниками в верхних точках трубопроводов для удаления газа.

325. Трубопроводная арматура размещается в местах, доступных для удобного и безопасного обслуживания и ремонта. Ручной привод арматуры располагается на высоте не более 1,8 м от уровня пола помещения или площадки, с которой производят управление. При частом использовании арматуры привод располагается на высоте не более 1,6 м.

При размещении арматуры на высоте более чем указано, устанавливаются стационарные или переносные площадки и лестницы.

326. Неработающие (выключенные из технологической схемы) технологические трубопроводы должны быть отглушены.

327. На запорной арматуре трубопроводов, имеющей редуктор или запорный орган со скрытым движением штока, предусматриваются указатели, показывающие направление их вращения: "Открыто", "Закрыто".

328. Не допускается эксплуатация трубопроводов, предназначенных для перекачки взрывопожароопасных, токсичных, высокотоксичных жидкостей и газов, при наличии "хомутов".

329. Подвод инертного газа или пара к трубопроводам для их продувки производится с помощью съемных участков трубопроводов или гибких шлангов, с установкой запорной арматуры с обеих сторон съемного участка. По окончании продувки съемные участки трубопроводов или шланги демонтируются, а на запорной арматуре устанавливаются заглушки.

330. Технологические трубопроводы подвергаются испытанию на прочность и плотность перед пуском их в эксплуатацию после монтажа, ремонта, связанного со сваркой, разборки фланцевых соединений, после консервации или простоя более одного года, а также во время проведения периодических ревизий.

331. Для снятия внутренних напряжений сварные соединения технологических трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие вещества, после проведения монтажа и ремонта, связанного с применением сварки, подвергаются термической обработке (по режиму высокого отпуска), а также 100 %-ному неразрушающему контролю.

V. Системы автоматизированного контроля, управления и противоаварийной автоматической защиты технологических процессов

332. Нефтегазоперерабатывающие производства оснащаются автоматическими системами контроля и управления параметрами процесса, определяющими взрывоопасность объекта и предаварийной (или предупредительной) сигнализацией при превышении значений параметров выше допустимых норм, установленных в технологическом регламенте на производство продукции.

333. Система аварийной сигнализации, автоматизированная система управления системы ПАЗ и системы автоматического контроля воздушной среды и должны исключать возможность ручного отключения сигнала до устранения причин ее срабатывания.

Звуковая аварийная сигнализация должна обеспечивать подачу звукового сигнала с уровнем, превышающим фоновый уровень шума.

334. Метрологическое обеспечение и функционирование приборов и систем контроля, управления и ПАЗ в организации, эксплуатирующей ОПО, должны соответствовать требованиям Федерального закона от 26 июня 2008 г. N 102-ФЗ "Об обеспечении единства измерений" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 26, ст. 3021; официальный интернет-портал правовой информации http://pravo.gov.ru, 2020).

335. Конструктивное исполнение электрических систем приводов, сигнализации, контроля и управления, входящих в конструкцию технологического оборудования, должно удовлетворять требованиям электробезопасности.

336. Помещение управления (операторные) с площадью более 60 м2 должно иметь запасной выход, расположенный с противоположной стороны основному. Основной вход должен быть устроен через тамбур или коридор; запасной выход должен быть наружу здания, может не иметь тамбура, дверь должна быть с уплотнением и утеплена. При расположении помещения управления на втором этаже здания запасной выход должен иметь лестницу снаружи здания.

VI. Требования к системам энергообеспечения

337. Электрооборудование нефтегазоперерабатывающих производств обслуживается электротехническим персоналом, имеющим соответствующую квалификацию и допуск к работе.

338. Вентиляционные установки комплектуются паспортами установленной формы и журналами по их ремонту и эксплуатации.

339. В вентиляционной камере вывешивается схема вентиляционной установки, на двери камеры - табличка с указанием лица, ответственного за эксплуатацию вентиляционной установки.

340. Не допускается использовать помещения вентиляционных камер под складские помещения и загромождать их посторонними предметами.

341. Использование хозяйственно-питьевого водопровода для технического водопотребления, за исключением случаев, предусмотренных технологическими регламентами не допускается.

342. Для исключения распространения взрывопожароопасных паров и газов в сети промышленной канализации на всех выпусках от помещений с технологическим оборудованием, площадок технологических установок, обвалований резервуаров, узлов задвижек, групп аппаратов, насосных, котельных, сливо-наливных эстакад и т.п. устанавливаются гидравлические затворы.

343. Устройство гидравлического затвора должно обеспечивать удобство его очистки. В каждом гидравлическом затворе высота слоя жидкости, образующей затвор, предусматривается не менее 0,25 м.

344. Колодцы закрытой сети промышленной канализации должны постоянно содержатся закрытыми, а крышки - засыпанными слоем песка не менее 10 см в стальном, железобетонном или кирпичном кольце.

345. Сети канализации и водоснабжения подлежат периодическому осмотру и очистке. Осмотр и очистка водопроводных и канализационных труб, колодцев, лотков, гидрозатворов производятся по графику с соблюдением требований по организации безопасного проведения газоопасных работ.

346. Температура производственных сточных вод при сбросе в канализацию не должна превышать 40 градусов Цельсия. Допускается сброс небольших количеств воды с более высокой температурой в коллекторы, имеющие постоянный расход воды с таким расчетом, чтобы температура общего стока не превышала 45 градусов Цельсия.

347. Насосные станции химически загрязненных сточных вод располагаются в отдельно стоящих зданиях, а приемный резервуар - вне здания насосной станции; электрооборудование насосных станций предусматривается во взрывозащищенном исполнении. К зданию насосной станции не допускается пристраивать бытовые и вспомогательные помещения.

348. Заглубленные насосные станции оснащаются сигнализаторами довзрывных концентраций с выводом сигнала на пульт управления.

348. Периодичность и порядок очистки нефтеловушек устанавливаются технологическим регламентом.

349. На сетях водоснабжения и канализации управление запорной арматурой, установленной в колодцах, осуществляется с применением устройств, исключающих спуск персонала в колодец.

350. Нефтеловушки и чаши градирен должны иметь ограждения по периметру из несгораемых материалов высотой не менее 1 м.

351. Конструкция отопительных систем, нагревательных приборов и других элементов, качество теплоносителей, а также периодичность и виды их обслуживания должны соответствовать требованиям проектной документации. Применение горючих и вредных веществ в качестве теплоносителя для отопления помещений не допускается.

352. Лотки отопительных трубопроводов, проходящие в полу взрыво- и пожароопасных помещений, полностью засыпаются песком, а места прохода их через внутренние и наружные стены тщательно уплотняются и изолируются.

353. Для обеспечения гидравлической устойчивости работы системы обогревающих спутников, работающих на теплофикационной воде, устанавливаются ограничительные шайбы на каждом спутнике. Диаметры отверстий шайб определяются расчетом.

VII. Требования к ремонту и обслуживанию технологического оборудования и технологических трубопроводов

354. Порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту технологического оборудования, технологических трубопроводов должен быть определен в нормативных технических документах эксплуатирующей организации (стандарты, положения, инструкции, технологические карты) по техническому обслуживанию и ремонту технологического оборудования и технических устройств и соответствовать требованиям раздела XI федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств", раздела IV федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасного ведения газоопасных, огневых и ремонтных работ", утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. N 528 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 28 декабря 2020 г. регистрационный N 61847; официальный интернет-портал правовой информации http://pravo.gov.ru, 28 декабря 2020 г.).

ГАРАНТ:

См. Сводный отчет, загруженный при публикации проекта