В целях реализации Закона Республики Казахстан от 9 ноября 2004 года "О техническом регулировании" Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:

Утвер­жден
по­ста­нов­ле­ни­ем Пра­ви­тель­ства
Рес­пуб­ли­ки Ка­зах­стан
от 29 мая 2008 го­да N 514
Технический регламент "Требования к безопасности нефтебаз и автозаправочных станций"

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 нефтепродуктов;
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.

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.

4.1 Общие требования к проектированию нефтебаз и автозаправочных станций

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.

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.

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.

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

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.

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.

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.

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.

основной теплоизолирующий слой;
армирующие и крепежные детали;
защитно-покровный слой (защитное покрытие).

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

Не допускается применять плоскоременные передачи в помещении, где установлены насосы для перекачки легковоспламеняющихся жидкостей.

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.

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 нефтепродуктов.
4.5 Требования к безопасности эстакад

На складах односторонние сливоналивные эстакады допускается располагать на кривых участках пути радиусом не менее 200 м.

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.

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.

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

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.

Налив в бочки должен производиться специальными устройствами на площадках для автоцистерн или площадках, расположенных у разливочных.

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.

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.

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 3 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 3 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 3 включительно допускается размещать в помещении разливочной при условии обеспечения отвода паров из резервуаров за пределы помещения.
4.7 Электро и молниезащита

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.

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.

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 3 независимо от толщины металла крыши - присоединением к заземлителям.

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.

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.

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.

Трубопроводная арматура, независимо от заводских испытаний и гарантийного срока, перед выдачей в монтаж подлежит испытанию на прочность и герметичность.

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.

Места расположения резервуаров на время проведения испытания ограждаются предупредительными знаками, и пребывание около них людей не допускается.

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.

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.

Подчеканка сварных соединений не допускается.

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.

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.

если несущая строительная конструкция или опоры не рассчитаны на заполнение трубопровода водой;
при температуре окружающего воздуха ниже 0 0 С и опасности промерзания отдельных участков трубопровода;
если применение жидкости (воды) недопустимо по иным причинам.

Если гидравлическое испытание производится при температуре окружающего воздуха ниже 0 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.

[ Q ] 20
1,25 P ------, но не менее 0,2 МПа (2 кгс/см 2 ),
[ Q ] 1
где Р - расчетное давление трубопровода, МПа;
[ Q ] 20 - допускаемое напряжение для материала трубопровода при температуре окружающего воздуха + 20 0 С;
[ Q ] 1 - 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.

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.

Подчеканка сварных швов и устранение дефектов во время нахождения трубопровода под давлением не допускается.

Промывка осуществляется водой, маслом, химическими реагентами и другими допустимыми по технологии веществами.
Продувка осуществляется сжатым воздухом, паром или инертным газом.

Трубопроводы, находящиеся в обвязке технологического оборудования, испытываются совместно с этим оборудованием.

При периодических испытаниях, а также после ремонта, связанного со сваркой и разборкой трубопровода, продолжительность испытания устанавливается не менее 4 часов.

7.1 Общие требования

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.

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.

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

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.

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.

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 нефтепродуктов.

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.

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

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

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.

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

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

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.

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.

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.

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.

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.

Температура бензинов при перекачке по магистральным нефтепродуктопроводам должна быть не выше 30 0 С, керосинов и дизельного топлива - не выше 40 0 С.

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.

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.

Предельно-допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны нефтебазы и автозаправочной станции не должны превышать показателей представленных в Приложении 2 к настоящему регламенту.

203. Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах не должна превышать 90 0 С и должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов в закрытом тигле не менее, чем на 15 0 С. За температурой подогрева нефтепродуктов должен быть установлен постоянный контроль с фиксированием результатов в журнале.

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 3 включительно допускается хранить нефтепродукты с температурой вспышки выше 120 0 С в количестве до 60 м 3 в подземных сооружениях из сгораемых материалов при условии засыпки этих сооружений слоем земли (с уплотнением) толщиной не менее 0,2 м и устройства пола из несгораемых материалов.

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.

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.

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.

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, 0 С
Пре­дел вос­пла­ме­не­ния
с воз­ду­хом
вспыш­ки
са­мовоспламе­не­ния
тем­пе­ратур­ный,
0 C
кон­цен­траци­он­ный, %
(по объ­е­му)
нижний
верхний
нижний
верхний
Бен­зи­ны:
авиа­ци­он­ный
Б-70
-34
300
-34
-4
0,79
5,16
авиа­ци­он­ный
Б-91/115
-38
435
-38
-4
-
-
авиа­ци­он­ный
Б-100/130
-34
474
-34
-4
0,98
5,46
ав­то­мо­биль­ный
А-72
-36
300
-36
-7
0,79
5,16
Ди­зель­ное
топ­ли­во:
арк­ти­че­ское
64
330
57
105
-
-
зим­нее
48
240
69
119
-
-
лет­нее
71
310
62
100
-
-
Ке­ро­син:
осве­ти­тель­ный
57
216
35
75
1,40
7,5
трак­тор­ный
27
250
27
69
1,40
7,5
Ма­зут:
флот­ский
158
390
106
133
-
-
то­поч­ный 100
145
420
143
170
-
-
то­поч­ный 40
140
380
138
145
-
-
Топ­ли­ва:
Т-1
30
220
25
65
1,4
7,5
ТС-1
28
220
20
57
1,2
7,1
Уайт-спи­рит
33-36
227
33
68
-
-

При­ло­же­ние 2
к Тех­ни­че­ско­му ре­гла­мен­ту
"Тре­бо­ва­ния к без­опас­но­сти
неф­те­баз и ав­то­за­пра­воч­ных
стан­ций"
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)
100
IV
Бен­зол*
5
II
Ке­ро­син (в пе­ре­сче­те на С)
300
IV
Ди­зель­ное топ­ли­во (в пе­ре­сче­те
на С)
300
IV
Мас­ла ми­не­раль­ные неф­тя­ные*
5
III
Нефть*
10
III
Се­ро­во­до­род в сме­си
с уг­ле­во­до­ро­да­ми С 1 -С 4
3
III
Се­ро­во­до­род
10
II
Тет­ра­этил­сви­нец*
0,005
I
То­лу­ол
50
III
Уайт-спи­рит (в пе­ре­сче­те на С)
300
IV
Примечание: * вещества опасны также при попадании на кожу. Превышение предельно допустимых концентраций запрещается.