Приказ 777 нефтебазы

16.04.2020

Содержание

Стендер конструкции института «ЧерноморНИИпроект»
Совместимость фланцев патрубков стендеров и судов
Область применения стендеров для морских пирсов и судов
- Интересные статьи

VI. ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ

6.1. Хранение нефтепродуктов в резервуарах осуществляется в соответствии с требованиями стандартов.

Выбор резервуара обосновывается технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь нефтепродукта от испарения при хранении.

6.2. Нефтепродукты каждой марки должны храниться в отдельных, предназначенных для них исправных резервуарах. Особое внимание при эксплуатации резервуаров должно быть уделено техническому состоянию резервуаров (герметичность, толщина стенки и днища резервуара, отклонения наружного контура днища от горизонтали и образующих стенки резервуара от вертикали) и установленного на резервуарах оборудования, а также устройств молниезащиты и по защите от статического электричества.

6.3. Для хранения бензинов с целью сокращения потерь от испарения следует применять резервуары с защитными покрытиями (понтонами, плавающими крышами и др.) или оборудованные газовой обвязкой.

Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающими крышами.

6.4. На нефтебазах, наливных и перекачивающих станциях должны быть составлены технологические схемы с отображением всех трубопроводов, запорно-регулирующего оборудования, контрольно-измерительных приборов, насосов, заглушек, продувочных кранов, компенсаторов, приемо-раздаточных устройств с присвоением номера каждому элементу технологической схемы.

6.5. Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных, коммуникациях, расположении арматуры, должны вноситься в технологическую схему и доводиться до сведения обслуживающего персонала нефтебазы. Изменение действующих технологических схем без соответствующего согласования запрещается.

6.6. Резервуары должны иметь исправные запорные устройства и люки с прокладками, стойкими к нефтепродуктам и обеспечивающими герметичность.

6.7. Измерение массы, уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства с помощью измерительных устройств и сниженных пробоотборников, предусмотренных проектами и допущенных к использованию в установленном порядке.

6.8. Для сокращения потерь от испарения нефтепродуктов необходимо:

обеспечить полную герметизацию крыши;

поддерживать давление в резервуаре, равное проектному;

осуществлять перекачку легко испаряющихся нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости, по возможности в ночное время;

максимально заполнять резервуар при хранении легко испаряющихся нефтепродуктов;

окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками;

применять теплоизоляцию поверхности резервуара, предназначенного для хранения застывающих нефтепродуктов.

6.9. Эксплуатация и обслуживание понтонов производятся в соответствии с технической документацией на понтоны и инструкциями по их эксплуатации.

6.10. Производительность наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

6.11. При наполнении и опорожнении резервуаров с металлическими понтонами или плавающими крышами скорость подъема и опускания понтона или плавающей крыши не должна превышать для резервуаров:

700 м3 и менее — 3,5 м/ч;

более 700 м3 — 6 м/ч.

При этом скорость сдвига (вращение по горизонтали) понтона или плавающей крыши для резервуаров 700 м3 и менее не должна превышать 2,5 м/ч.

Допустимая скорость подъема понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической документации на понтон.

6.12. При хранении нефтепродуктов в резервуарах не допускается наличие подтоварной воды выше минимального уровня, обеспечиваемого конструкцией устройства для дренажа воды (порядка 25 мм от днища резервуара).

6.13. При отрицательных температурах следует по мере необходимости сливать подтоварную воду из резервуара, а сифонный кран промывать хранящимся нефтепродуктом и поворачивать в боковое положение.

6.14. Застывающие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, оборудованных теплоизоляцией и средствами обогрева, обеспечивающими сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность.

6.15. При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой (ГУС) запрещается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными, а также с этилированными и неэтилированными бензинами.

6.16. Для обеспечения эффективной работы ГУС необходимо:

обеспечить синхронность процесса наполнения и опорожнения резервуаров по времени и производительности;

поддерживать полную герметичность системы;

регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения, проверять исправность дыхательной арматуры резервуара;

систематически спускать конденсат из трубопроводов газовой обвязки в сборник с дальнейшей его откачкой;

утеплять дренажные устройства и в зимнее время предохранять их от снежных заносов.

6.17. При необходимости вывода из эксплуатации резервуара, включенного в ГУС, или заполнения его нефтепродуктом другого сорта следует отключить его от газовой обвязки, закрыв задвижку на газопроводе.

6.18. При смене марок нефтепродуктов подготовка к заполнению резервуаров должна соответствовать требованиям стандарта.

6.19. Территория резервуарного парка своевременно очищается от мусора, сухой травы и листьев. Места разлива нефтепродуктов следует зачищать путем снятия слоя земли до глубины, на 1 — 2 см превышающей глубину проникновения нефтепродуктов в грунт. Загрязненный нефтепродуктами грунт удаляют в специально отведенное место, а образовавшуюся выемку засыпают свежим грунтом или песком.

Запрещается складировать горючие материалы на территории резервуарного парка. Ямы и траншеи, вырытые при ремонтах, должны быть ограждены, а в ночное время — освещены. По окончании работ эти ямы должны быть засыпаны.

6.20. Подогрев вязких и застывающих нефтепродуктов производят при проведении технологических операций по приему, отпуску и регенерации нефтепродуктов с целью увеличения их текучести и уменьшения гидравлического сопротивления при перекачке.

6.21. Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах не должна превышать 90 град. С и должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов в закрытом тигле не менее чем на 35 град. С. За температурой подогрева нефтепродуктов должен быть установлен постоянный контроль.

6.22. Для подогрева используют водяной насыщенный пар, перегретую промтеплофикационную воду или электроэнергию.

6.23. Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия. В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов:

стационарные и переносные;

общие и местные;

трубчатые, циркуляционного подогрева;

паровые, электрические и др.

6.24. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 град. С.

6.25. Для подогрева вязких нефтепродуктов в вертикальных резервуарах используются, как правило, стандартные секционные трубчатые подогреватели, а в горизонтальных резервуарах — змеевиковые подогреватели.

6.26. Подогреватели должны:

обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для необходимой производительности перекачки;

обеспечивать экономное расходование пара и электроэнергии;

быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

6.27. Вязкие нефтепродукты подогревают в железнодорожных цистернах и в резервуарах 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, а также от свойств нефтепродукта и т.п.

6.28. При самотечном сливе-наливе нефтепродуктов оптимальная температура подогрева определяется исходя из условий обеспечения слива-налива железнодорожных и автомобильных цистерн, судов в установленные сроки.

6.29. При принудительном сливе и наливе оптимальная температура подогрева выбирается исходя из условия обеспечения всасывания насоса и минимальных затрат на подогрев и перекачку.

6.30. За оптимальную температуру подогрева нефтепродукта при наливе автоцистерн принимается такая температура, при которой слив его в пункте назначения возможен без подогрева.

6.31. При комбинированном способе подогрева оптимальной температурой подогрева считается такая, которая обеспечивает самотечное заполнение транспортных средств в установленное время (при суточной реализации данного вида нефтепродукта более 3 т).

6.32. При нагреве нефтепродукта с помощью стационарных секционных пароподогревателей давление насыщенного пара не должно превышать 0,4 МПа, а с помощью переносных — 0,3 МПа.

6.33. В экстренных случаях, при необходимости подогрева высоковязких нефтепродуктов (главным образом топочных мазутов в железнодорожных цистернах и нефтеналивных судах) допускается их подогрев «острым паром». В этих случаях насыщенный водяной пар инжектируется через перфорированные трубы непосредственно в нефтепродукт и конденсируется, сообщая ему необходимое тепло.

Обводненный нефтепродукт в дальнейшем должен подвергаться обезвоживанию.

6.34. Подогрев нефтепродуктов в резервуарах насыщенным паром или перегретой водой осуществляется стационарными или переносными подогревателями, а также устройствами циркуляционного подогрева и размыва.

6.35. Для слива вязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн предпочтителен циркуляционный способ подогрева с использованием специальных стационарных теплообменников, установленных за пределами железнодорожной эстакады.

При применении переносных пароподогревателей целесообразно предусматривать коллектор насыщенного пара с отводами к каждой цистерне. На отводах обязательна установка запорной арматуры.

6.36. Во избежание гидравлических ударов пароподогреватели перед пуском в них пара должны быть освобождены от воды (конденсата). Пуск пара осуществляют путем постепенного и плавного открытия паропропускных вентилей. При пуске пара в змеевики резервуаров все трубки для выпуска конденсата должны быть открыты.

6.37. С целью контроля за герметичностью пароподогревателей и предотвращения обводнения нефтепродукта необходимо постоянно наблюдать за чистотой вытекающего конденсата.

6.38. Конденсат от пароподогревателей, имеющий удовлетворительное качество, необходимо возвращать на внутрибазовые сети конденсаторов.

Загрязненный конденсат, очистка которого невозможна, следует охлаждать с последующим сбросом в производственную канализацию.

6.39. Основными технологическими операциями с применением электроподогрева на нефтебазах являются:

слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн, перекачка нефтепродуктов по трубопроводам;

хранение нефтепродуктов в резервуарах;

налив нефтепродуктов в автоцистерны, бочки и т.д.

6.40. Для подогрева вязких нефтепродуктов при сливе из железнодорожных вагонов-цистерн применяют специальные подогревающие устройства.

6.41. При комплексном электроподогреве фронт слива вязких нефтепродуктов оснащают грелками железнодорожными и установками нижнего слива с электроподогревом. Слив производится в следующем порядке:

через люк в цистерну погружают грелку железнодорожную и после полного погружения и раскладывания секций включают ее;

к патрубку нижнего сливного прибора цистерны присоединяют установку нижнего слива с электроподогревом;

открывают сливной прибор цистерны, при заполнении которого нефтепродуктом включают обогрев установки нижнего слива с помощью гибких электронагревателей;

при уровне нефтепродукта 600 — 700 мм над электрогрелкой слив временно прекращают, отключают обогрев установки нижнего слива и гибкие нагреватели, обогревающие трубопроводы;

остаток нефтепродукта разогревают до температуры, обеспечивающей его полный слив без последующей зачистки цистерны;

остаток нефтепродукта сливают с выключенной грелкой, но с включенными нагревателями установки нижнего слива и гибкими нагревателями, обогревающими трубопроводы.

6.42. Подогрев нефтепродуктов может осуществляться следующими способами: общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов.

Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара.

За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.

6.43. Общий электроподогрев применяют, если объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30% вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.

6.44. Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной камере, оборудованной в резервуаре. Объем камер принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта.

Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1 — 2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

6.45. Комбинированный способ заключается в том, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар.

Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.

Объем промежуточных резервуаров принимается равным максимальной суточной реализации нефтепродукта. Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.

Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т.

6.46. Для подогрева нефтепродуктов в резервуарах применяют специальные подогревающие устройства.

6.47. Для разогрева или компенсации теплопотерь трубопроводов и различного технологического оборудования применяют элементы нагревательные гибкие ленточные.

6.48. Гибкие нагреватели должен обслуживать слесарь-электрик, прошедший инструктаж по охране труда при работах, связанных с обслуживанием электронагревательного оборудования.

Персонал, обслуживающий средства комплексного электроподогрева вязких нефтепродуктов, должен знать схему питания нагревателей и схему регулирования температуры; строго соблюдать режим работы нагревателя, не допуская превышения заданной температуры, знать и соблюдать правила охраны труда, уметь определять неполадки в работе нагревателя.

6.49. Во время работы системы электроподогрева обслуживающий персонал следит за температурой с помощью приборов регулирования и контроля, не допуская перегрева, при обнаружении неисправностей в системе электронагревателя немедленно принять меры по их устранению.

В случае перегрева или других неисправностей должно быть немедленно отключено электропитание.

Включение электроподогрева допускается только после полного устранения неисправностей.

6.50. При эксплуатации систем электроподогрева запрещается:

производить работы на установке, находящейся под напряжением, за исключением особых случаев, связанных с контрольно-измерительными и поверочными операциями;

включать погружные нагреватели без блокировочного устройства;

включать нагревательные устройства с сопротивлением изоляции ниже нормы;

производить электромонтажные работы без средств защиты от атмосферных осадков;

включать нагревательные устройства без защитного заземления, включать неисправную систему электроподогрева и нагреватели с нарушенными герметизирующими покрытиями или изоляцией выводов;

ремонтировать, сматывать и устанавливать гибкие ленточные нагреватели, находящиеся под напряжением.

6.51. В зависимости от физико-химических свойств нефтепродуктов для их обезвоживания применяют отстаивание, отстаивание с подогревом, отстаивание с подогревом и с использованием деэмульгаторов, продувку воздухом, выпаривание под давлением или под вакуумом, центрифугирование.

6.52. Наиболее эффективным способом обезвоживания высоковязких мазутов является термохимический способ обезвоживания в резервуарах с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ) — деэмульгаторов.

Наиболее эффективным деэмульгатором для обезвоживания мазутов и мазутных зачисток является кальцинированная сода зачистки — это отходы нефтепродуктов, которые образуются в результате очистки и отмывки резервуаров и транспортных емкостей (резервуаров, речных и морских нефтеналивных судов, железнодорожных цистерн).

6.53. Отстой воды и загрязнений (механических примесей) в смазочных маслах и мазутах эффективен только при нагреве до 70 — 90 град. С. При нагреве выше 100 град. С возможно вскипание воды, находящейся в нефтепродукте.

Отстой необходимо производить при выключенных подогревателях.

6.54. Обезвоживание масел отстоем при повышенной температуре можно применять не для всех сортов масел, т.к. при высоких температурах кислотное число может повыситься сверх нормы. Запрещается обезвоживание (осветление) этим методом масел типа трансформаторных и турбинных.

6.55. Обезвоживание масел продувкой воздухом можно применять по соответствующей инструкции в тех случаях, когда кислотное число выше 0,15 мг КОН на 1 г масла.

6.56. Для обезвоживания нефтепродуктов на предприятии необходимо иметь специальное оборудование — отстойники периодического действия, вертикальные цилиндрические резервуары с коническим дном, горизонтальные с промежуточными ярусами, с наклонными перегородками, вертикальные с коническими тарелками, многоярусные с промывкой осадка и др.

6.57. Хранение нефтепродуктов в таре осуществляют в специально оборудованных складских зданиях, под навесом и на открытых площадках. Способ хранения принимают в зависимости от климатических условий, физико-химических свойств хранимых нефтепродуктов, вида тары.

Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов с температурой вспышки 45 град. С и ниже, а также нефтепродуктов в деревянной таре на открытых площадках не допускается.

Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов под навесом может быть допущено в исключительных случаях, при соответствующем обосновании. Вид тары для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям стандарта.

6.58. Горючие нефтепродукты в таре допускается хранить в одноэтажных подземных сооружениях. На предприятиях IIIв категории с общим объемом резервуаров до 20000 куб. м включительно допускается хранить нефтепродукты с температурой вспышки выше 120 град. С в количестве до 60 м в подземных сооружениях из сгораемых материалов при условии засыпки этих сооружений слоем земли (с уплотнением) толщиной не менее 0,2 м и устройства пола из несгораемых материалов.

6.59. Предприятия, затаривающие нефтепродукты в металлические бочки, должны оснащаться автоматизированными и механизированными средствами по обработке бывшей в употреблении транспортной тары (очистка, пропарка, промывка, просушка, проверка на герметичность и окраска), а также оборудованием по производству мелкого и среднего ремонта.

6.60. Вновь изготовляемая металлическая тара должна иметь внутреннее маслобензостойкое и паростойкое защитное покрытие, обеспечивающее электростатическую искробезопасность.

Допускается по согласованию с потребителем затаривать нефтепродукты в тару разового использования, не имеющую внутреннего защитного покрытия.

6.61. После налива нефтепродуктов тара должна быть снаружи чистой и сухой, за исключением тары, покрытой консервационными смазками. Нефтепродукты, поставляемые в районы Крайнего Севера, должны упаковываться согласно стандарту.

6.62. Складские здания и площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны быть оснащены средствами механизации для погрузочно-разгрузочных и транспортных операций.

6.63. Капитальные сооружения (хранилища) для хранения нефтепродуктов в таре должны иметь:

подъездные пути для автомобилей и механических погрузчиков;

эстакады для погрузки (выгрузки) тарных нефтепродуктов из железнодорожных вагонов;

систему вентиляции, обеспечивающую 2 — 3-кратный обмен воздуха;

не менее двух дверей (ворот).

Окна складских зданий (хранилищ) должны быть оборудованы металлическими решетками; стекла на солнечной стороне окрашиваются в белый цвет.

Полы в хранилищах должны быть выполнены из негорючих материалов, иметь уклоны для стока разлитых нефтепродуктов в специальные приемники.

Хранилища должны быть оборудованы средствами механизации для работ по погрузке (выгрузке), необходимыми контрольно-измерительными приборами и приспособлениями.

Стеллажи и штабеля с затаренными нефтепродуктами должны быть пронумерованы и установлены с учетом обеспечения свободного доступа к таре и применения необходимых средств механизации.

В хранилищах должна иметься следующая документация:

план хранилища со схемой размещения стеллажей и штабелей;

картотека на хранимые нефтепродукты;

инструкции для обслуживающего персонала.

6.64. Металлические бочки следует хранить в положении лежа (наливное отверстие расположено на цилиндрической образующей бочки) и стоя (отверстие расположено в дне).

Бочки укладываются в штабеля не более пяти ярусов. Бочки нижнего яруса должны укладываться на деревянные подкладки толщиной не менее 100 мм.

6.65. Порожняя металлическая и деревянная тара, бывшая в употреблении и загрязненная нефтепродуктами, должна храниться на открытых площадках.

Количество ярусов порожних бочек по высоте — не более четырех. Горловины бочек должны быть закрыты пробками, а у бочек со съемным дном должна быть приклеена прокладка, установлены съемное дно и стяжной обруч.

6.66. Складские помещения, в которых нормами технологического проектирования температура внутреннего воздуха не нормируется или допускается ниже 0 град. С, могут не отапливаться.

6.67. Электротехнические установки и осветительная сеть в складских помещениях должны отвечать требованиям правил устройства электроустановок (ПУЭ).

Не допускается транзитная открытая прокладка проводов и кабелей через складские, помещения.

6.68. Погрузку и выгрузку грузов, поступающих железнодорожным и автомобильным транспортом, выполняют на закрытых, с навесом или открытых грузовых платформах исходя из требований технологии хранения грузов и защиты их от атмосферных воздействий.

Длина и ширина грузовых платформ для выгрузки и погрузки тарных нефтепродуктов в железнодорожный и автомобильный транспорт должны соответствовать грузообороту, вместимости хранилища, а также габаритам применяемых транспортных средств.

6.69. В тарных хранилищах запрещается отпускать нефтепродукты, хранить укупорочные материалы, пустую тару и другие посторонние предметы. Вокруг тарного хранилища необходимо иметь отмостки и водоотводные каналы с уклоном для стока воды. Водоотводные лотки, трубы, отмостки должны содержаться исправными и периодически очищаться.

6.70. Тарные хранилища должны ежесуточно осматриваться ответственным работником нефтебазы. При осмотре проверяется состояние укупорки тары. При наличии течи принимаются меры к ее устранению.

Механизированные и автоматизированные шлангующие устройства, которыми оснащаются современные причалы нефтебаз, вытеснили из применения способ шланговки судов с помощью резинотканевых напорно-всасывающих рукавов. Недостатком способа шланговки с применением рукавов была их ненадежность в работе. Резиновые слои рукавов под действием нефтепродуктов набухали и расслаивались, а под действием давления прочностная основа — ткань разрушалась. В результате рукава разрывались и происходило частое загрязнение водоемов нефтепродуктами. Рукава, как правило, не выдерживали гарантированного срока службы и менялись несколько раз за навигацию. Пришедшие на смену рукавам стальные стендеры разрешили проблему и бесконечные споры между пароходствами и нефтяниками о том, кто должен подавать рукава для шланговки — танкер или нефтебаза, и, соответственно, нести ответственность за загрязнение водоемов при авариях.

В 70-х годах прошлого столетия в России были созданы шлангующие установки — стендеры нескольких типов для налива-слива нефтеналивных судов. Первые отечественные стендеры с ручным приводом диаметром Ду-250 мм, рассчитанные на рабочее давление Р = 1,0 МПа (10 кг/см2), были разработаны институтом «ЧерноморНИИпроект» и испытаны на Новороссийской нефтебазе. Эти стендеры представляли собой гибкий шарнирный трубопровод с пятью степенями свободы. Стендеры показали хорошую надежность и безотказность в работе.

Стендер конструкции института «ЧерноморНИИпроект»

Однако эти стендеры были рассчитаны на работу в условиях моря с небольшим перепадом уровня воды, и для работы в условиях рек были не всегда приемлемы. Первые стендеры типа УРУ для работы в речных условиях были разработаны СКБ «Транс- нефтеавтоматика». Стендеры практически имеют такие же технические параметры, но имеют больший диапазон перемещения, более простую конструкцию, меньшие габариты присоединительной головки.

Стендеры типа УРУ имеют присоединительную головку с ручными винтовыми захватами. Астраханское ЦКБ МРФ разработало присоединительную головку с гидравлическим приводом, но, к сожалению, эта конструкция не нашла широкого применения, несмотря на свои преимущества: имела меньшие габариты и менее трудоемкий процесс ее присоединения.

Большой вклад в разработку конструкций стендеров был внесен институтом ВНИИКАнефтегаз, разработавшего конструкции стендеров типа АСН-6А-1 и АСН-16, удовлетворяющих всем требованиям ГОСТ 19762-74.

По сравнению с гибкими рукавами поворотные, стальные стендеры обеспечивают безотказность в работе и надежную герметичность шлангующей линии во время перекачки нефтепродуктов. Внедрение стендеров позволило уменьшить стояночное время нефтеналивного флота, сократить время на вспомогательные операции, значительно увеличить производительность слива и налива нефтепродуктов и облегчить труд обслуживающего персонала причалов.

Современные стендеры работают в широком диапазоне температур перекачиваемого продукта, при высоком давлении, и могут управляться дистанционно. При помощи гидравлических соединителей стендеры автоматически подключаются к фланцам погрузо- разгрузочных трубопроводов танкеров. Конструкция стендеров имеет пять степеней свободы и позволяет производить слив или налив нефтепродуктов при небольшом перемещении танкера относительно причала. Пять степеней свободы стендера обеспечиваются применением конструкции сочлененного трубопровода с шестью шарнирами, работающих в трех взаимно перпендикулярных плоскостях. На случаи отхода судна за пределы зоны действия стендеров во время налива или слива на стендерах предусмотрена система автоматического аварийного разъединения шлангующей линии с одновременным закрытием отсечных заслонок на танкере, в головке стендера и на причале (пирсе). Блокировка рассчитана на предупреждение разлива нефтепродукта и загрязнения водоема.

С целью унификации и стандартизации размеров фланцев и диаметров приемных и разгрузочных патрубков нефтеналивных судов, по рекомендациям Международной комиссии по танкерам, в России разработаны нормали МВЕ-125-65 «Суда нефтеналивные. Требования к расположению, диаметрам и конструкциям приемно-разгрузочных патрубков трубопроводов». Требования нормали к конструкции стендеров рассчитаны на подключение их как к манифольдам морских танкеров с высокими бортами, так и низкими бортами речных танкеров и барж. В соответствии с требованиями ГОСТ 19762-74 «Автоматизированные системы налива и слива морских, речных и озерных судов. Стендеры», в настоящее время выпускаются стендеры двух типов:

В таблицах приводятся технические характеристики стендеров и сведения о возможности их применении.

Совместимость фланцев патрубков стендеров и судов

Область применения стендеров для морских пирсов и судов

Диаметр стендера, Ду, мм	Шубина у пирса,м	Расчетный дедвейт судна (не более), т	Производительность (не менее), т/ч	Сфера действия стендера по высоте, м
	5,75 8,25 9,75	5 000 10 000 25 000	1 000 2 500
		60 000	6 000	15,5
	16,5	100 000 более 100 000	8 000 10 000	18,0 22,0

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утвержденные приказом № 520 от 06.11.2013, зарегистрированным в Минюсте России за № 30605 от 16.12.2013

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности объектов, использующих сжиженные углеводородные газы», утвержденные приказом № 558 от 21.11.2013, зарегистрированным в Минюсте России за № 30993 от 31.12.2013

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности морских объектов нефтегазового комплекса», утвержденные приказом Ростехнадзора от 18.03.2014 № 105, зарегистрированным в Минюсте России 17.09.2014, рег. № 34077
Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности автогазозаправочных станций газомоторного топлива», утвержденные приказом Ростехнадзора от 11.12.2014 № 559, зарегистрированным в Минюсте России 29.01.2015, рег. № 35780

Руководство по безопасности «Рекомендации по оформлению и хранению документации, подтверждающей безопасность величины максимально разрешенного рабочего давления, при эксплуатации опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утвержденное приказом Ростехнадзора от 02.06.2014 № 233
Руководство по безопасности «Рекомендации по разработке Планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов», утвержденное приказом Ростехнадзора от 11.12.2014 № 555
Руководство по безопасности «Рекомендации по ремонту магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на переходах через водные преграды, железные и автомобильные дороги I — IV категорий», утвержденное приказом Ростехнадзора от 26.12.2014 № 617
Руководство по безопасности «Методика анализа риска аварий на опасных производственных объектах морского нефтегазового комплекса», утвержденное приказам Ростехнадзора от 16.09.2015 № 364
Приказ Ростехнадзора от 29 марта 2016 года № 125 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности нефтегазоперерабатывающих производств», зарегистрирован в Минюсте России 25.05.2016, peг. №42261
Руководство по безопасности «Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов», утвержденное приказом Ростехнадзора от 31.03.2016 № 136

Руководство по безопасности «Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей», утвержденное приказом Ростехнадзора от 31.03.2016 № 137

Руководство по безопасности «Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах», утвержденное приказом Ростехнадзора от 11.04.2016 № 144

Руководство по безопасности «Методы обоснования взрывоустойчивости зданий и сооружений при взрыве топливно-воздушных смесей на опасных производственных объектах», утвержденное приказом Ростехнадзора от 03.06.2016 № 217

Руководство по безопасности «Методика оценки риска аварий на опасных производственных объектах нефтегазоперерабатывающей, нефте- и газохимической промышленности», утвержденное приказом Ростехнадзора от 29.06.2016 № 272

Приказ Ростехнадзора от 23 августа 2016 г. № 349 «Об утверждении Руководства по безопасности «Методика установления допустимого риска аварии при обосновании безопасности опасных производственных объектов нефтегазового комплекса»

Приказ Ростехнадзора от 7 ноября 2016 года № 461 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов», зарегистрирован в Минюсте России от 30 ноября 2016 года, peг. № 44503

Приказ Ростехнадзора от 9 ноября 2016 года № 466 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов транспортирования жидкого аммиака», зарегистрирован в Минюсте России от 5 декабря 2016 года, peг. № 44560

Руководство по безопасности «Инструкция по техническому диагностированию подземных стальных газопроводов», утвержденное приказом Ростехнадзора от 06.02.2017 № 47

Руководство по безопасности «Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа», утвержденное приказом Ростехнадзора от 06.02.2017 № 48

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасного ведения газоопасных, огневых и ремонтных работ», утвержденные приказом Ростехнадзора от 20 ноября 2017 года № 485 (зарегистрировано в Минюсте России 11.12.2017 peг. № 49189)

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов подземных хранилищ газа», утвержденные приказом Ростехнадзора от 20 ноября 2017 года № 486 (зарегистрировано в Минюсте России 14.12.2017 peг. № 49238)

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасной эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов», утвержденные приказом Ростехнадзора от 30 ноября 2017 года № 515 (зарегистрировано в Минюсте России 20.12.2017 peг. № 49330)

Приказ Ростехнадзора от 24 января 2018 года № 29 «Об утверждении руководства по безопасности «Методические рекомендации по классификации техногенных событий в области промышленной безопасности на опасных производственных объектах нефтегазового комплекса»

Руководство по безопасности «Инструкция по ликвидации возможных аварий на подводных переходах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов», утвержденное приказом Ростехнадзора от 12 апреля 2018 г. № 169

Руководство по безопасности «Техническое диагностирование трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов», утвержденное приказом Ростехнадзора от 2 августа 2018 г. № 330

Руководство по безопасности «Рекомендации по порядку временного вывода из эксплуатации технических устройств и сооружений на опасных производственных объектах нефтегазового комплекса», утвержденное приказом Ростехнадзора от 15 ноября 2018 г. № 567

Разъяснениетребования четвертого абзаца пункта 7.5 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 11 марта 2013 г. № 96″