7.50. Запорная арматура, для открытия которой требуются значительные усилия, должна быть снабжена механическим или электрическим приводом.
7.51. В местах установки арматуры и сложных трубопроводных узлов массой более 50 кг, требующих периодической разборки, должны быть предусмотрены переносные или стационарные средства механизации для монтажа и демонтажа арматуры.
7.52. В качестве запорной арматуры для трубопроводов могут применяться затворы, задвижки, вентили и краны для нефти и нефтепродуктов.
7.53. Размещение арматуры, фланцевых и резьбовых соединений компенсаторов и дренажных устройств на участках трубопроводов, расположенных над (под) пешеходными дорожками и тротуарами, автодорогами, железнодорожными путями, не разрешается.
7.54. В местах прохода обслуживающего персонала через трубопроводы следует предусматривать переходные площадки либо мостики.
7.55. Ремонт на трубопроводе допускается только после полного освобождения его от нефтепродукта и отключения от действующих трубопроводов.
7.56. Для компенсаций температурных деформаций рекомендуется использовать линзовые, волнистые или сильфонные компенсаторы. Повороты рекомендуются выполнять под углом 90 град. Тип компенсатора определяется расчетным путем.
7.57. Углы пересечения трубопровода с железными и автомобильными дорогами должны предусматриваться, как правило, 90 град., но не менее 60 град. При обосновании допускаются уменьшенные углы пересечения до 45 град.
7.58. Подземные трубопроводы для нефтепродуктов должны быть сварными. Арматура и фланцевые соединения устанавливаются в подземных камерах либо колодцах, которые располагаются с внешней стороны обвалования резервуаров.
Прокладка трубопроводов под и над зданиями и сооружениями и установками не допускается.
Подземные трубопроводы должны быть проложены на глубине не менее 0,8 м от планировочной отметки земли до верха трубы.
Трубопроводы с замерзающими средами должны быть на 0,1 м ниже глубины промерзания грунта до верха трубы.
7.59. На пересечениях с внутрибазовыми железнодорожными путями, автомобильными дорогами и проездами подземные трубопроводы должны быть проложены в футляр 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 заделаны и не допускать доступ воды во внутрь футляра. На участках трубопроводов, заключаемых в защитные футляры, должно быть минимальное число сварных стыков.
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.
7.60. Уклоны подземных трубопроводов должны быть:
для легковоспламеняющихся нефтепродуктов - 0,002 - 0,003;
для горючих нефтепродуктов - 0,005;
для высоковязких и застывающих нефтепродуктов - 0,02.
7.61. Наружная поверхность стальных трубопроводов должна быть надежно защищена от коррозии, вызываемой воздействием окружающей среды, и иметь защиту от блуждающих токов.
7.62. Перед началом эксплуатации технологические трубопроводы надежно заземляются.
При наличии во фланцевых соединениях трубопроводов болтов и шайб из диэлектрических материалов либо окрашенных неэлектропроводными красками на них должны быть установлены электропроводные металлические перемычки, обеспечивающие заземление через заземленные резервуары.
7.63. Распорядительным документом по нефтебазе назначаются ответственные за безопасную эксплуатацию трубопроводов.
7.64. В период эксплуатации все технологические трубопроводы должны подвергаться тщательному осмотру ответственными за их безопасную эксплуатацию. Срок осмотра устанавливается руководством нефтебазы, но не реже чем через каждые 12 месяцев.
Осмотр трубопроводов, подверженных вибрации, а также фундаментов под опоры и эстакады для этих трубопроводов следует проводить не реже одного раза в квартал. Выявленные при этом дефекты устраняются.
7.65. Технологические трубопроводы должны подвергаться периодической ревизии. Сроки проведения ревизии устанавливает администрация нефтебазы в зависимости от их износа, срока 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.
Результаты осмотра оформляют актом. Все обнаруженные дефекты должны быть устранены с соблюдением необходимых мер по охране труда и требований к ведению огневых работ.
7.67. Прочность технологических трубопроводов проверяют гидравлическими испытаниями не реже одного раза в три года. Кроме того, испытания проводят после монтажа, ремонта, связанного со сваркой, после консервации или простоя более одного года, после разборки, связанной с единичной заменой прокладок арматуры или элемента трубопровода.
Давление испытания стальных трубопроводов устанавливается:
при рабочем давлении до 0,5 МПа - 1,5 Рраб, но не менее 0,2 МПа:
при рабочем давлении выше 0,5 МПа - 1,25 Рраб, но не менее Рраб + 0,3 МПа.
Трубопровод выдерживают под указанным давлением в течение 5 мин., после чего давление снижают до рабочего.
Результаты считают удовлетворительными, если во время испытания не произошло падение давления по манометру, а в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружены течи и отпотины.
7.68. На технологические трубопроводы, по которым транспортируются легковоспламеняющиеся жидкости (бензин, керосин), должны быть составлены паспорта (приложение N 7), на остальные технологические трубопроводы должны быть заведены эксплуатационные журналы, в которых должны отражаться даты и данные о проведенных ревизиях и ремонте.
7.69. Сооружения нефтебазового хозяйства, предназначенные для слива нефтепродуктов из железнодорожных вагоноцистерн, нефтеналивных судов, автомобильных цистерн, а также для налива в железнодорожные вагоноцистерны, нефтеналивные суда, автоцистерны, бочки и для внутрибазовых перекачек (далее - насосные станции), размещаются на нефтебазе в соответствии с проектом.
Посредством насосных станций допускается выполнение операций по зачистке железнодорожных вагоноцистерн и резервуаров от остатков нефтепродуктов и расфасовки нефтепродуктов в мелкую тару. Технологическая обвязка насосных агрегатов, трубопровода и устройства налива должна быть выполнена по постоянной схеме.
7.70. Насосные станции могут быть открытого исполнения и закрытого исполнения.
Насосная станция открытого исполнения - сооружение в виде навеса либо сооружение, имеющее продуваемое помещение, ограниченное не более чем тремя стенами.
Насосная станция закрытого исполнения - сооружение, имеющее закрытое, непродуваемое помещение, оснащенное приточно-вытяжной вентиляцией.
Допускается для слива-налива нефтепродуктов устройство отдельно стоящих насосных агрегатов на открытом воздухе на площадке, если конструкции насоса и электродвигателя позволяют эксплуатацию на открытом воздухе. Все движущие части насосного агрегата должны быть надежно защищены ограждающими конструкциями.
7.71. Ограничение скорости налива нефтепродуктов до безопасных пределов должно обеспечиваться перепуском части нефтепродукта во всасывающий трубопровод насоса.
7.72. Узлы задвижек следует размещать вне здания (навеса, площадки) на расстоянии не менее 3 метров от стены здания с проемами, не менее 1 м - от стены здания без проемов насосной станции и 5 метров - от границы площадки или навеса.
На всасывающих и нагнетательных трубопроводах насосных агрегатов следует устанавливать аварийные задвижки вне здания (навеса, площадки), насосной станции на расстоянии 10 - 15 метров. В качестве аварийных могут служить задвижки у сливоналивных устройств или на технологических трубопроводах, если они расположены на расстоянии не более 50 метров от насосной станции.
7.73. Размещение насосов, пунктов контроля и управления, средств автоматического управления технологическими процессами необходимо предусматривать в соответствии с требованиями нормативной документации.
7.74. При установке насосов для перекачки нефтепродуктов с различной температурой вспышки в одном помещении это помещение и все оборудование должны соответствовать требованиям, предъявляемым к перекачке нефтепродуктов с наиболее низкой температурой вспышки.
7.75. Валы, соединяющие двигатели с насосами в местах прохода через стены, следует предусматривать в футлярах из стальных труб на всю толщину стены (перегородки) с устройством сальников из несгораемых материалов, обеспечивающих их герметичность.
Не допускается применять плоскоременные передачи в помещении, где установлены насосы для перекачки легковоспламеняющихся жидкостей.
7.76. Насос и двигатель, включая редуктор, считаются одним агрегатом. Каждый агрегат насосной станции должен иметь порядковый номер в соответствии с технологической схемой нефтебазы, утвержденной главным инженером. На двигатель, насос и редуктор наносят стрелки, указывающие направление вращения, а на пусковое устройство - надписи "Пуск" и "Стоп".
7.77. На каждый насосный агрегат ведется паспорт (формуляр), в который заносят данные учета его работы, объем производимого ремонта. Паспорт (формуляр) заполняет ответственный за эксплуатацию насосных агрегатов.
7.78. Для подъема и перемещения в насосных станциях и на узлах задвижек технологического оборудования рекомендуется применять:
для грузов массой до 0,5 т - переносные треноги или монорельсы с передвижными талями (ручными);