/
Автор: Сафонов А.С. Волгушев А.Н.
Теги: транспорт организация и управление движением почтовая связь автодорожный транспорт топливо горюче-смазочные материалы промышленное оборудование
ISBN: 5-901562-13-5
Год: 2001
Текст
Z
II
( Технологическое оборудование
\ предприятий нефтепродуктообеспечения j
о * -..л < л- с Н
и И У
АВТОЗАПРАВОЧНЫЕ СТАНЦИИ j
ОБОРУДОВАНИЕ^
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ; ,
— " +
НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ИНФОРМАЦИОННО-КОНСУЛЬТАЦИОННЫЙ ЦЕНТР
Зарегистрирован в 2000 году в г. Санкт-Петербурге.
Основные виды деятельности:
• Консультации по применению нефтепродуктов
• Написание и издание справочных пособий по вопросам производства, применения и контроля качества нефтепродуктов
• Участие в разработке, производстве и реализации лабораторного оборудования для экспресс-анализа нефтепродуктов
• Техническое обслуживание и ремонт автомобилей
Контактная информация: Отдел средств контроля качества нефтепродуктов:
тел. (812) 527-38-53 www.cospic.ru, e-mail: info@cospic.ru Отдел информации и консультаций: тел. (812) 534-08-63 www.labs.cospic.ru, e-mail: labs@cospic.ru Отдел разработок и внедрения-.
тел./факс (812) 534-34-01 www.info.cospic.ru, e-mail:wit65@cospic.ru e-mail: tech@cospic.ru Авторемонт: тел. (812) 527-38-53
A. H. ВОЛГУШЕВ, А. С. САФОНОВ, А. И. УШАКОВ
нпикц Санкт-Петербург Российская Федерация
АВТОЗАПРАВОЧНЫЕ СТАНЦИИ
Оборудование. Эксплуатация
Санкт-Петербург
2001
ББК 39.313
УДК 656.016
Рецензент: заслуженный деятель РФ, доктор технических наук профессор А.С. Поляков.
Волгушев А. Н., Сафонов А. С., Ушаков А. И. Автозаправочные станции: Оборудование. Эксплуатация. - СПб/. ДНК, 2001. - 176 с.
Научно-техническое издание.
В книге изложены вопросы технической эксплуатации автозаправочных станций (АЗС): требования к оборудованию, эксплуатационным документам, технике безопасности и охране окружающей среды. Дана информация о современных топливораздаточных колонках, резервуарах, средствах измерения и контроля качества горючего.
В приложении книги даны:
• система управления качеством нефтепродуктов в Российской Федерации на стадиях разработки, допуска к применению и реализации товарной продукции;
• перечень основных нормативных документов по строительству и эксплуатации АЗС.
Предназначена для персонала и инженерно-технических работников АЗС.
i>
(библиотека
I Красноярского государ-I ственного технического
университета
Дизайн обложки и pre-press подготовка Студия «Голанд».
Компьютерный набор и макетирование Ю. А. Новикова.
Фотографии и рисунки подготовлены Г. Тихомиров.
ISBN 5-901562-13-5
© А. Н. Волгушев, 2001 г.
© А. С. Сафонов
© А. И. Ушаков
3
СОДЕРЖАНИЕ
Введение.................................................................... 5
Глава 1. Общая характеристика АЗС..........................................6
1.1. Классификация..........................................6
; - 1.2. Требования к размещению....................................13
1.3. Автомобильные средства транспортирования горючего...............17
Глава 2. Технологическое оборудование АЗС.................................25
2.1. Средства заправки..............................................25
2.1.1. Топливораздаточные колонки.............................25
2.1.2. Маслораздаточные колонки...............................35
2.2. Средства хранения..............................................40
2.2.1. Оборудование резервуаров............................. 42
2.2.2. Установка резервуаров в грунт..........................50
У- 2.2.3. Защита резервуаров от коррозии...........................52
2.2.4. Устройство двухстенных резервуаров.....................53
2.3. Технологические трубопроводы АЗС...............................56
2.4. Средства замера количества горючего.......................... 58
2.5. Средства контроля качества горючего............................62
Глава 3, Эксплуатация АЗС.................................................66
3.1. Общие положения ...............................................66
3.2. Прием и отпуск горючего...................................... 67
3.3. Порядок передачи смены.........................................69
3.4. Контроль качества горючего.....................................70
3.5. Эксплуатация топливо- и маслораздаточных колонок...............73
3.5.1. Условия эксплуатации и контроль........................73
3.5.2. Монтаж.................................................77
3.5.3. Подготовка и порядок работы на топливораздаточных колонках..................................................... 78
3.5,4. Подготовка и порядок работы на маслораздаточных колонках ..........................................................79
3.5.5. Техническое обслуживание...............................80
3.5.6. Устранение неисправностей..............................84
3.5.7. Организация ремонта....................................87
3.6. Эксплуатация резервуаров........................................89
3.6.1. Ввод резервуаров в эксплуатацию........................89
3.6.2. Определение количества горючего........................90
3.6.3. Слив горючего из автоцистерн...........................92
3.6.4. Техническое обслуживание............................. 92
3.6.5. Зачистка и ремонт резервуаров..........................94
Глава 4. Техника безопасности и противопожарные мероприятия на АЗС ...... 9 6
4.1. Причины возникновения пожаров..................................96
4.2. Взрыво-, пожароопасные свойства нефтепродуктов.................98
1*
4
' 4.3. Токсические свойства нефтепродуктов............................103
4.4. Меры безопасности при эксплуатации............................106
.. 4.5. Пожарная безопасность.........................................108
4.6. Защита от молний и статического электричества..................111
Глава 5. Охрана окружающей среды на АЗС...................................116
5.1. Основы природоохранительного законодательства.................116
5.2. Источники вредного воздействия на окружающую среду............120
5.3. Способы снижения выбросов нефтепродуктов и очистки сточных т. вод................................................................122
--А — f г.-- f
Глава 6. Приложения......................................................126
6.1. Система управления качеством нефтепродуктов в Российской Федерации...........................................................126
: 6.2. Перечень основных нормативных документов по строительству
и эксплуатации АЗС.............................................163
Использованная литература.............................................. 166
ВВЕДЕНИЕ
Автозаправочные станции (АЗС) - являются конечным звеном системы нефтепродуктообеспечения. От их правильной эксплуатации зависит деятельность многих предприятий, организаций и учреждений различных форм собственности. Совершенствование эксплуатации АЗС позволит повысить эффективность работы автомобильного транспорта, их пожарную и экологическую безопасность.
В книге рассматриваются вопросы устройства, эксплуатации и ремонта технологического оборудования АЗС; мероприятия по технике безопасности и охране окружающей среды. . . .. . ,
Дана информация по:
• перспективным образцам технологического оборудования;
• современным системам обеспечения безопасности технологических процессов; :
• ведению эксплуатационной документации;
• современным новым маркам автомобильного горючего;
• системе управления качеством горючего в Российской Федерации;
• основным нормативным документам по строительству и эксплуатации АЗС.
6
ГЛАВА 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА АЗС
1.1. Классификация
Автозаправочные станции предназначены для заправки автотранспортных средств горючим’. На АЗС дополнительно осуществляется: '
• продажа масел, консистентных смазок, запасных частей и различных принадлежностей к автомобилям; ' ’ 4
• прием от владельцев индивидуального транспорта отработанных масел;
• техническое обслуживание и мойка автомобилей.
Классификация АЗС по различным признакам приведена на рис. 1.1.
Стационарные станции располагаются в городах, населенных пунктах и автодорогах. Подразделяются на станции:
• с подземным расположением резервуаров и разнесением их от топливораздаточных колонок (ТРК);
• с подземным расположением резервуаров и размещением ТРК над блоком хранения топлива, как единое заводское изделие;
• топливозаправочные пункты, размещаемые на территории предприятий и предназначенные для заправки собственных транспортных средств.
Стационарные типовые АЗС по емкости подразделяются на 200, 250, 500, 750 и 1000 заправок автомобилей в сутки, по производительности они делятся по числу заправок в часы пик - 57, 100, 135 и 170 автомобилей в час.
При строительстве АЗС применяются типовые проекты с серийно выпускаемыми технологическими системами для приема, хранения и выдачи топлива, согласованные с Главным Управлением Государственной Пожарной Службы МВД России. Допускается использовать несерийные технологические системы. Технико-эксплуатационная документация таких проектов согласуется с территориальными подразделениями Государственной Пожарной Службы.
В широком понимании под горючим будем считать все марки автомобильных бензинов, дизельного топлива, масел, смазок и специальных жидкостей.
АЗС
по способу размещения резервуара
по способу размещения колонок
Рис. 1.1. Классификация автозаправочных станций.
8
Проект современной АЗС включает (рис. 1.2):
• навесную группу: заправочные островки; информационные колонные светильники; облицовочный комплект колоннады и навесной части; световой фриз в фирменной расколеровке «Заказчика»; объемный световой знак «Заказчика»; светильники освещения; переходной купол между зданием и навесной группой. ... А
Рис. 1.2. Состав комплекта АЗС различных проектов.
А. 1 - навесная группа; 2 - производственный блок здания; 3 - сервисный блок здания. Б. 1 - навесная группа; 2 - модуль здания полной заводской готовности.
Заправочные островки изготавливаются из полированной или шлифованной нержавеющей стали и используются в качестве оснований ТРК, опор колонн, стел и сервисных постов для защиты их от повреждений автотранспортом.
• здание АЗС, состоящее из одного модуля заводской готовности или производственного и сервисного блоков. Производственный блок включает: центральный вход; зону работы оператора; электрощитовую; кладовую; служеб-
9
ный выход; комнату слесаря; комнату администратора; служебный санузел; санузел для посетителей; комнату охраны. Сервисный блок предназначен для обслуживания. -- л -''.i s:- М
• инженерные системы: кондиционирования воздуха; тепловой завесы центрального тамбура; теленаблюдения.
Крупные АЗС имеют системы отопления, освещения и вентиляции; узлы учета электроэнергии и расхода воды; канализацию и сантехническое оборудование, охранно-пожарную сигнализацию; блок управления освещением; блок защиты ТРК; громкую связь.
Количество хранимого на АЗС топлива определяется исходя из средней величины заправки одного автомобиля (50 л), а количество ТРК - из расчета обслуживания 15 автомобилей в час.
Для защиты от пожаров, статического электричества и блуждающих токов резервуары заземляют и оборудуют огневыми предохранителями.
Топливо в подземные резервуары сливают через специальные фильтры.
Трубопроводы укладывают с уклоном 0,005 в сторону резервуара и соединяют между собой при помощи муфт или сварки.
Стены и перекрытия здания сооружают из огнестойких материалов. Отопление - водяное или паровое низкого давления. Разрешается отапливать здание пожаробезопасными электрическими приборами закрытого типа.
Оборудование станции должно обеспечивать заправку машин закрытой струей, без потерь, с гарантированной чистотой топлива. Раздаточные колонки монтируют по типовым монтажным чертежам. Колонки устанавливают на бетонные фундаменты по отвесу и надежно крепят болтами.
Контейнерные станции (КАЗС) располагаются на автомагистралях, туристических автомаршрутах, в автохозяйствах, на промышленных и сельскохозяйственных предприятиях, платных автостоянках, в гаражных кооперативах, а также в местах сосредоточения автотранспорта. Они бывают:
• с наземным расположением резервуаров и размещением ТРК в контейнере хранения топлива, выполненном как единое заводское изделие, или на одной раме с резервуаром;
• с наземным расположением резервуаров и разнесением ТРК и резервуаров хранения топлива.
Два типа станций по вместимости: . г-дмд.й??;;
• А - при общей вместимости резервуаров более 20 м3;
• Б - при общей вместимости резервуаров не более 20 м3.
Общая вместимость резервуаров не должна превышать 40 м3 в населенных пунктах и 60 м3 — вне населенных пунктов, г.
Единичная вместимость резервуаров (камер многокамерного резервуара с двойными перегородками) в населенных пунктах не должна превышать 10 м3, а вне населенных пунктов - 20 м3.
Вместимость резервуаров модульной станции допускается увеличивать не более чем в 2 раза.
1 о
Типовые контейнерные АЗС. •
«KONEHITSAUS» (Финляндия).
В контейнере находятся от одного до четырех резервуаров в зависимости от вида топлива. Суммарная вместимость резервуаров от 10 до 25 м3. Каркас контейнера изготовлен из труб. Стены и крыша изготовлены из стального профильного листа с пластиковым покрытием, что обеспечивает защиту от коррозии. Крыша - двухскатная или плоская. С торцевой стороны контейнера предусмотрена дверь для прохода при проверке технического состояния резервуаров и замере уровня топлива.
Топливные резервуары изготовлены из стального листа и теплоизолированы. Для удобства зачистки они оснащены внутри специальными лестницами. К каждому резервуару подсоединена топливораздаточная колонка с раздаточным рукавом и краном. Колонки устанавливаются на основание контейнера под навесом. •
Перевозка контейнера к месту установки осуществляется при помощи трейлера.
Фирма выпускает также автоматические АЗС с резервуарами, выполненными по стандарту SFS-2733, вместимостью 50 м3 (две камеры на 20 и 30 м3). Станция укомплектована двумя топливораздаточными колонками типа SU-8500 ST, установленными на одной раме с резервуаром хранения топлива. ТРК управляются микропроцессором, размещенным в стойке управления. Отпуск нефтепродуктов производится по картам.
В приемном отсеке размещены сливные патрубки с муфтами и сливной насос с фильтром и электродвигателем.
КАЗС-2М (Россия). -
Состоит из:
• контейнера управления для оператора с пультами управления ТРК, электрошкафом, местом для отдыха и санузлом;
• контейнера хранения топлива с двумя резервуарами по 8,6 м3. В контейнере размещены четыре топливораздаточные колонки, перекачивающее устройство, фермы с подвесными раздаточными устройствами. Управление заправкой дистанционное. ’ :
Техническая характеристика: ~ ..
• максимальная пропускная способность - 500 авт./сут.;
• общая вместимость резервуаров - 17,2 м3;
• количество заправочных постов - 4; -
• отопление контейнера управления - электрическое;
• масса контейнера управления - 6450 кг; . •
• масса контейнера хранения - 6550 кг; - ' ' " ' . .
- площадь КАЗС с подъездами - 390 м2. ; ** . ... >
МАЗС (Россия).
Состоит из одного, двух или трех модульных автозаправочных блок-пун-ктов с дополнительным блок-резервуаром и операторной контейнерного типа. Транспортируются автотранспортными средствами.
1 1
Может располагаться на площадках со сложными гидрогеологическими условиями (скальные грунты, высокий уровень грунтовых вод и др.).
Резервуары заполняются насосом автоцистерны. Дыхательное устройство - клапан СМДК-50.
Вместимость резервуаров: - » ' = .. ч:
блОК-ПуНКТа МОДУЛЬНОГО 14 М3, .kCf-C
блок-резервуара 15 м3. -
Масса: . ,.ч-.
блок-пункта модульного 4190 кг, .. л
блок-резервуара 2670 кг; - ;;,?j .А..,: .-
операторной 2900 кг. . - ч . . :
«Паритет-К» (Россия).
Состоит из двух блоков полной заводской готовности: контейнера хранения топлива и приемного колодца. В технологическом отсеке контейнера хранения топлива установлено оборудование для перекачки топлива и аварийного опорожнения резервуара.
Могут применяться любые топливораздаточные колонки, разрешенные к эксплуатации на территории России и имеющие сертификат соответствия.
Для перекачки топлива используются центробежные насосы с электроприводом, предназначенным для работы во взрывоопасной зоне.
Герметичность двухстенных резервуаров контролируется автоматически по рабочему уровню жидкости в межстенном пространстве. Для предотвращения образования пустот в межстенном пространстве при изменении температуры окружающей среды установлен расширительный бачок, оборудованный датчиком уровня жидкости. Воздушное пространство бачка сообщается с атмосферой через огневой предохранитель.
Для доступа к арматуре, установленной на горловине резервуара, контейнер хранения топлива оборудован лестницей и площадкой с продуваемым настилом, обеспечивающим безопасную работу персонала.
Приемный колодец подключается с насосному оборудованию контейнера хранения топлива при помощи двустенного трубопровода.
Передвижные станции (ПАЗС).
Являются мобильной технологической системой, установленной на автомобильном шасси, прицепе или полуприцепе. Выполнены как единое заводское изделие и предназначены для розничной торговли топливом.
ПАЗС размещают в местах сосредоточения автотранспорта, моторных лодок и катеров, сельскохозяйственной техники в полевых условиях, на туристических автомаршрутах, территории стационарных АЗС в период зачистки и ремонта резервуаров.
Специальное оборудование: .
• цистерна с наливной горловиной; ' : '
• шкаф со счетно-раздаточными устройствами;
• боковые ящики;
• бензоэлектрический агрегат. :
1 2
Цистерна в большинстве случаев имеет эллиптическую форму. В цистерне установлена заборная труба и сверху приварен штуцер с фланцем для крепления наливной горловины с люком. На цистерне имеются скобы-поручни для доступа водителя-заправщика к горловине.
Наливная горловина цистерны предназначена для заливки горючего и производства монтажных работ внутри цистерны. Диаметр лаза (652 мм) позволяет человеку при необходимости свободно проникать в цистерну. К корпусу люка приварены штуцеры для установки дыхательного клапана и указателя уровня топлива.
Счетно-раздаточные устройства размещены в шкафу каркасного типа сзади цистерны, либо с левой стороны по ходу. В транспортном положении раздаточные рукава с кранами крепятся на боковых стенах шкафа. Шкаф имеет электроосвещение.
В боковых ящиках, устанавливаемых на кронштейнах вдоль цистерны, размещаются инструмент, противопожарный инвентарь и др. мк г.
Топливо выдается насосом с приводом от электродвигателя.
Источником электрической энергии является бензоэлектрический агрегат (рис. 1.3). Оборудование может работать и от внешнего источника электроэнергии.
Типовые передвижные АЗС
Модель 56142
Предназначена для транспортирования, кратковременного хранения и заправки техники топливом с плотностью не более 800 кг/м3. Рассчитана на эксплуатацию в дорожно-климатических условиях, базового шасси автомобиля MA3-5337. ' ' ‘ .
Техническая характеристика: . , . .
• базовое шасси MA3-5337.
колесная формула 4 х 2. .. .. ...
• вместимость цистерны - 11000 л. - . . . , ..
• полная масса - 17650 кг.
• производительность раздаточного оборудования - 500 л/мин. ...
Модель 46121 ... . ... . .. , . .
Предназначена для транспортировки и заправки светлыми нефтепродуктами плотностью не более 800 кг/м3 и рассчитана на эксплуатацию при температуре воздуха от -40 до +50 °C.
Техническая характеристика: ~
• базовое шасси ЗИЛ-4331 (дизель). .<> •
• колесная формула 4x2.
• вместимость цистерны - 6500 л. .
• полная масса - 10700 кг. .. .. ,{= ;
• производительность раздаточного оборудования - 50 л/мин. .
1 3
. -ч , Л - . .... *
Рис. 1.3. Бензоэлектрический агрегат (разрез по кожуху):
1 - регулятор оборотов; 2 - воздухофильтр; 3 - кожух; 4 - рычаг дросселя;
5 - карбюратор; 6 - проходной клапан; 7 - стакан; 8 - пробка горловины;
9 - горловина; 10 - кнопка возбуждения; И - вольтметр; 12 - выключатель нагрузки;
13 - ручка регулирования напряжения; 14 - амперметр; 15 - частотомер; 16 - планка;
17 -- каркас; 18 - тяга дросселя.
-1 s
1.2. Требования к размещению
По отношению к жилым, производственным и общественным зданиям АЗС располагается со стороны преобладающего направления ветров. Не допускается размещение на путепроводах, под ними и на плавсредствах. Общий вид стационарной АЗС показан на рис. 1.4.
Планировка должна исключать возможность растекания аварийного пролива топлива на территории и за ее пределы. На въезде и выезде с территории необходимо иметь пологие повышенные участки высотой не менее 0,2 м или дренажные лотки, отводящие загрязненные нефтепродуктами атмосферные осадки в очистные сооружения. Планировка должна предусматривать:
• удобный подъезд и стоянку автотехники у колонки во время заправки;
• широкий обзор всей территории из помещения оператора;
1 4
Рис. 1.4. Общий вид стационарной АЗС.
• отведение зон под зеленые насаждения;
• санитарно-гигиенические условия для работников станции;
• согласование с обшей архитектурной композицией микрорайона.
Расположение обозначается дорожным знаком «АЗС». КАЗС должны устанавливаться на бетонированных площадках, бетонных плитах, в исключительных случаях - на асфальтированных площадках, обеспечивающих сбор топлива при его утечке.
Минимальные расстояния от АЗС до внешних объектов и между ее зданиями и сооружениями, принимаются в соответствии с НПБ 111-98.
Расстояние от края площадки для АЦ до наземно-расположенного технологического оборудования, конструкций навесов и технологических шахт подземных резервуаров должно быть не менее 2 м. Для технологических шахт подземных резервуаров, заполненных негорючим материалом, указанное расстояние не нормируется.
Ограждение должно быть продуваемым. Не допускается озеленение территории кустарниками и деревьями, выделяющими при цветении хлопья, волокнистые вещества или опушенные семена. Вблизи посадок сельскохозяйственных культур, по которым возможно распространение пламени (зерновые, хлопчатник и т. п.), предусматривается наземное покрытие, не распространяющее пламя или вспаханная полоса земли шириной не менее 5 м.
Устанавливаются знаки о расположении пожарного водоема, водозаборных колодцев или пожарного гидранта, габаритные знаки при наличии навесов, плакаты с обязанностями водителя при заправке автомобиля. •=
1 5
Территория должна быть освещена в соответствии с существующими нормами, особенно места заправки и слива горючего. Оборудована телефонной и громкоговорящей связью, и средствами измерений в соответствии с «Табелем оснащенности АЗС средствами измерений».
Устанавливаются таблички с указанием фамилии дежурного оператора, времени работы и расположения ближайшей АЗС. На каждой колонке должны быть нанесены ее порядковый номер и марка отпускаемого нефтепродукта.
ПАЗС должна располагаться на специально отведенной площадке, согласованной с административными органами и Госпожнадзором, быть ровной и обеспечивать возможность свободного подъезда автотранспорта для заправки с соблюдением правил пожарной безопасности. Устанавливается соответствующая охранная разметка. •.
ПАЗС ставится на учет в ГИБДД. Наносятся трафареты «Передвижная АЗС», «Огнеопасно» и знак классификации груза. На внутренней стороне дверки шкафа помещается табличка с указанием отпускаемых марок нефтепродуктов и технологической схемы заправочного оборудования. Комплект оборудования:
• специальное оборудование и инструмент; t.
• одиночный комплект запасных частей;
• мерник образцовый II разряда вместимостью 10 литров;
• два огнетушителя; :
• кошма; . . ,,.. . , ......
• медицинская аптечка;
• средства для сбора и ликвидации проливов разлившегося горючего.
На территории стационарных станций разрешается использовать ПАЗС только в случаях ремонта или зачистки резервуаров. .. . ..
Документация АЗС: ,.я; / ? ?
• лицензия на право эксплуатации;
• паспорт с технологической и электрической схемой станции и отметкой о ежегодной проверке на соответствие реальному объекту. ...
В паспорте указывается:
• номер автозаправочной станции и ее точный адрес;
• название собственника станции и эксплуатирующей организации;
• величина используемого земельного участка и срок окончания его аренды;
• дополнительные услуги автосервиса (мойка автомашин, автостоянка, количество постов техобслуживания и ремонта автотранспорта, кафе, магазины и др.); - ?
• данные о проведении реконструкции;
• сведения об используемом технологическом оборудовании (ТРК, резервуары, электрооборудование, системы вентиляции и отопления, очистные сооружения).
При описании топливораздаточного оборудования указывается количе
16
ство ТРК и их марка, год ввода в эксплуатацию, вид реализуемого топлива, количество топливораздаточных рукавов (пистолетов).
При описании резервуаров указывается:
• общее количество;
• количество эксплуатируемых (наземных и заглубленных); у
• год изготовления и дата ввода в эксплуатацию;
• номинальная вместимость и вид топлива;
общая вместимость резервуарного парка;
• технические мероприятия, проводимые по каждому резервуару (дата зачистки, проверки на герметичность, дефектоскопии).
Технологическая схема представляет собой безмасштабную схему сети трубопроводов с оборудованием и запорно-регулирующей арматурой, обеспечивающей выполнение всех технологических операций с топливом.
На электрической схеме в паспорте должны быть указаны потребители электроэнергии (электродвигатели, светильники, нагревательные приборы и др.), аппаратура (пускатели, выключатели и др.), электролинии (кабели, провода, марки и площади их сечений, способы прокладки).
• формуляры и технические описания топливо- и маслораздаточных колонок. - 1
Разделы формуляров должны постоянно заполняться в процессе эксплуатации оборудования. Особое внимание уделяется отметке госповерителя о погрешности, которое заверяется оттиском Государственного поверочного клейма и подписью.
• паспорта и технические паспорта на резервуары.
Разделы паспортов содержат отметки о зачистке, проверке на герметичность, проверке высотного трафарета, проведении дефектоскопии. Базовую высоту или высотный трафарет резервуаров проверяют ежегодно в летнее время и после ремонта. Результат оформляется актом (протоколом).
• градуировочные таблицы на резервуары. f ;
Резервуары проверяются каждые 5 лет. Таблицы считаются действительными, если они утверждены органами Госстандарта и подписаны Госповери-телем.
• правила технической эксплуатации АЗС; «
• инструкция по технике безопасности и пожарной безопасности;
• инструкция по эксплуатации очистных сооружений;
• инструкция по сбору отработанных нефтепродуктов;
• сменный отчет, содержащий сведения о наличии топлива в резервуарах на начало и конец смены, показаниях суммарных счетчиков, поступлении нефтепродуктов, уровне подтоварной воды в резервуарах, погрешности работы ТРК, определяемой с помощью мерников второго разряда.
• журнал учета поступивших нефтепродуктов;
• журнал учета ремонта оборудования с отражением в нем информации о проведении технического обслуживания и ремонта технологического оборудования и сооружений, показаний счетчика до и после ремонта ТРК, отметки
1 7
о снятии пломб Госповерителя.
• график технического обслуживания и планово-предупредительного ремонта технологического оборудования и сооружений;
• график поверки средств измерений, утвержденный органом Госстандар-та; ,
журнал учета расхода электроэнергии;
журнал регистрации заявок на завоз нефтепродуктов;
\ • журнал учета оборудования, инвентаря и имущества;
должностные инструкции работников; ел .
табель оснащенности средствами измерений; свидетельства о поверке средств измерений;
книга (журнал) приема и сдачи дежурства; : • ? ;
книга жалоб и предложений;
• план ликвидации возможных аварий, согласованный с противопожарной службой и комитетом по ликвидации чрезвычайных ситуаций при администрации района. План должен разрабатываться с учетом специфических условий деятельности, предусматривать оперативные действия персонала по предотвращению аварий и ликвидации аварийных ситуаций, а в случае их возникновения - по локализации, максимальному снижению тяжести последствий при проливах топлива, возгораниях и взрывах;
• сертификаты соответствия на оборудование и изделия зарубежного производства; .......
• приказы о назначении ответственных лиц за безопасную эксплуатацию, охрану труда, пожарную безопасность, эксплуатацию электроустановок и за вскрытие пломб Госповерителя;
• журнал учета и содержания средств электрозащиты;
• журнал эксплуатации молниезащитных устройств.
Кроме того, на ПАЗС дополнительно должны быть:
• должностная инструкция водителя-заправщика;
• формуляр на топливораздаточный агрегат;
• техническое описание топливораздаточного агрегата;
• паспорт и протокол поверки цистерны ПАЗС;
• паспорта и инструкции по эксплуатации шасси автомобиля, прицепа, бен-зоэлектрического агрегата, агрегата раздачи топлива и масла.
1.3. Автомобильные средства транспортирования горючего
Автомобильные средства транспортирования классифицируют по следующим признакам: / ,
11111 базового шасси; j
1 8
• вид нефтепродукта; ’ ;
• назначение; ' - >
• нагрузка на оси базового шасси; ?
• проходимость автомобильных средств; - ’ - : ->< :-
• тип несущего элемента базового шасси.
Тип базовых шасси обуславливается моделью грузовых автомобилей, прицепов и полуприцепов.
Вид нефтепродукта обусловливается, как правило, плотностью, которая указывается в паспорте на цистерну. При транспортировании более тяжелых нефтепродуктов увеличиваются осевые нагрузки, что уменьшает срок службы базового шасси. Недолив цистерн при заполнении более тяжелым нефтепродуктом снижает эффективность их использования.
По назначению автомобильные средства разделяют на транспортные и заправочные. Транспортные предназначены только для перевозки. Заправочные наряду с перевозкой осуществляют выдачу топлив через специальные раздаточные системы в топливные баки автомобилей.
Параметры автомобильных цистерн регламентируются параметрами базовых шасси: грузоподъемностью, полной допустимой массой, габаритными размерами, проходимостью и т. п.
По нагрузке на оси базового шасси цистерны подразделяются на две группы: А - для эксплуатации на дорогах с капитальными покрытиями (цементобетонными, асфальтобетонными и др.); Б - для эксплуатации на дорогах общей сети.
< ' ’’ Таблица 1.1
Допустимая полная масса, т
Тип цистерны' Группа А Группа Б
Двухосный автомобиль-цистерна и прицеп-цистерна 17,5 10,5
Трехосный автомобиль-цистерна и прицеп-цистерна 25 .s 15 ,ъ--.
Автопоезд в составе тягача с полуприцепом (при общем количестве осей - 3) 16 25
Проходимость автомобильных средств:
• обычная; ; ’
• повышенная.
По типу несущего элемента базового шасси автомобиля различают цистерны рамной и безрамной конструкции. Подавляющее большинство цистерн установлены жестко на раме базового шасси автомобилей. Для увеличения полезной нагрузки созданы цистерны безрамной конструкции, которая имеет ряд существенных преимуществ: позволяет изменить длину и базу изделия; понизить центр тяжести; уменьшить металлоемкость. В последнее время без
1 9
рамную конструкцию применяют при разработке прицепов-цистерн и полуприцепов-цистерн большой вместимости.
Автомобильные цистерны по грузоподъемности классифицируют на три класса:
малой грузоподъемности с полной нагрузкой до 2,5 т. Они применяются для транспортирования горючего на небольшие расстояния и выдачи мелкими партиями.
• средней грузоподъемности с полезной нагрузкой от 2,5 до 5 т для массовых перевозок и выдачи большими партиями.
• большой грузоподъемности с полезной нагрузкой свыше 5 т для транспортирования горючего в отдаленные районы и осуществления междугородных перевозок.
Условные обозначения основных классификационных признаков:
• тип базового шасси; автомобиль - А, прицеп - П, полуприцеп - ПП;
• тип цистерны: транспортная - Ц, топливозаправочная - ТЗ;
• номинальная вместимость в м3;
• марка базового шасси. ' ' А А
Примеры условных обозначений: • ’
транспортная цистерна вместимостью 8000 л, смонтированная на шасси автомобиля MA3-5334 - АЦ-8-5334:
топливозаправочная цистерна вместимостью 3800 л, смонтированная на шасси автомобиля ЗИЛ-130 - AT3-3.8-130:
транспортная цистерна, вместимостью 5600 л, смонтированная на базе узлов колесного хода прицепа ГКБ-817 - ПЦ-5.6-817.
Автомобильные цистерны состоят из трех основных частей (рис. 1.5): силовой установки, шасси и специального оборудования. Прицеп и полуприцеп-цистерна состоят из элементов несущей системы и специального оборудования. В качестве элементов несущей системы используют базовые шасси прицепов, полуприцепов или саму цистерну с элементами колесного хода.
Силовая установка является источником механической энергии, необходимой для движения автомобиля-цистерны и привода насоса.
Шасси представляет собой совокупность механизмов, обеспечивающих движение и управление автомобиля-цистерны, и элементов несущей системы, служащих для размещения специального оборудования.
Специальное оборудование автомобиля-цистерны включает устройства и системы, обеспечивающие сохранность качества транспортируемых топлив и сокращение затрат времени и труда на выполнение сливо-наливных операций: .
- цистерна в сборе;
• крышка горловины цистерны в сборе;
• гидравлическая система с насосом и арматурой технологической обвязки;
• комплект вспомогательного оборудования (КИП, рукава, шланги, ящики, пеналы);
Рис. 1.5. Автомобиль-цистерна АЦ-8,7-5320. :
1 - огнетушитель; 2 - напорно-всасывающий рукав; 3 - дренажная система; 4 - реечный указатель уровня; 5 - специальное электрооборудование; 6 - цистерна; 7 - шасси; 8 - пенал; 9 - цепь; 10 - лестница; 11 - брызговик; -
12 - коммуникации; 13 - щиток; 14 - заземляющее устройство; 15 - табличка. у
ю о
Со Со
2 1
• комплект запасных частей, инструмента и принадлежностей (ЗИП);
• комплект противопожарного оборудования.
Цистерну в сборе устанавливают вместо грузового кузова на раме базового шасси и закрепляют таким образом, чтобы их продольные оси находились в одной вертикальной плоскости. Это необходимо для равномерного распределения нагрузки на правый и левый лонжероны рамы. Расположением цистерны в горизонтальной плоскости рамы базового шасси достигаются допустимые нагрузки на переднюю и заднюю оси.. . ..
Цистерна крепится к раме специальными устройствами, предотвращающими возникновение в ней недопустимых крутящих моментов во время движения.
Горловина цистерны обеспечивает: доступ во внутреннюю полость цистерны для осмотра ее поверхностей и выполнения ремонтных работ; компенсацию температурного расширения транспортируемых топлив. Горловина закрывается крышкой. На крышке горловины имеются дыхательные клапаны, устройство крепления реечного указателя для замера уровня в цистерне, штуцер для подсоединения трубопроводов газовой обвязки и наливные люки. На цистерне установлены площадки и лестницы для доступа к горловине.
Гидравлическая система транспортной цистерны обеспечивает выполнение сливо-наливных операций и состоит из самовсасывающего насоса, арматуры и трубопроводов (рис. 1.6).
Самовсасывающий насос устанавливается в основном на автомобилях-цистернах и полуприцепах-цистернах. Его привод осуществляется от двигателя базового шасси через коробку отбора мощности и карданный вал. На прицепах-цистернах устанавливают ручные поршневые насосы для выдачи нефтепродуктов в мелкую тару и выполнения зачистных работ.
Комплект узлов и деталей электрооборудования обеспечивает освещение рабочих мест, сигнализацию предельного уровня нефтепродукта в цистерне, габаритное освещение и т. п.
Размещение элементов гидравлической системы и электрооборудования на автомобильных цистернах зависит от типа базового шасси, состава и размещения специального оборудования изделия и др.
Для подсоединения автомобильных цистерн к резервуарам нефтебаз и АЗС предусмотрены напорно-всасывающие рукава, которые состоят из секций и в транспортном положении укладываются в пеналы. С обоих концов рукава закрываются заглушками. Пеналы крепятся к цистерне с двух сторон на специальных кронштейнах.
Характеристики автомобилей-цистерн и автомобилей топливозаправщиков показаны в табл. 1.2 и 1.3.
2 2
Рис. 1.6. Гидравлическая система автоцистерны.
1 - цистерна; 2 - уровнемер; 3 - горловина цистерны; 4 - указатель уровня;
5 - дыхательный клапан; 6 - ограничитель налива; 7 - всасывающий трубопровод;
8 - напорный трубопровод; 9, 14 - штуцеры; 10 - моновакуумметр; 11 - насос;
12 - перепускной клапан; 13 - манометр.
Таблица 1.2
Основные технические характеристики автомобилей-цистерн
Показатели АЦ-5,5-4320 АЦ-7- 4310 АЦ-8,5-255Б АЦ-10- 260 АЦ-9-5320 ПЦ-4,2- 754В ПЦ-6,7-5207В ПЦ-9-8350 ПЦМ-6,7- 8925
Перевозимый продукт Базовые шасси Урал- авт КамАЗ- О М О б I КрАЗ- Г О р Ji 4 Л Ь КрАЗ- о ч е е КамАЗ- ИАПЗ- а в т о п МАЗ- р и ц е г ГКБ- масло МАЗ-
4320 4310 255Б 260 5320 754В 5207В 8350 8925
Эксплуатационная вместимость, л 5500 7000 8500 10000 8700 4200 6700 9100 6700
Насос СВН- СВН-80Л СЦН-75 СЦН-75 СЦЛ-20 Ручной № 4 — —
Фильтр 80А ФГН-30 -70 ФГН-60 -70 -24а
Счетчик ФГН-30 — ШЖУ-40 — — — — —
Время слива горючего из цистерны с помощью насоса ШЖУ-40 89 15 11 9
самотеком 12-15 16 40 27 23 15-20 22 — 20
Время на переход к работе из транспортного положения, мин 3-5 5 6 10 6 — '— —
Таблица 1.3
Основные технические характеристики автомобилей топливозаправщиков
Показатели АТЗ-4,4-131 АТЗ-9,3-260 ТЗ-2-66Д AT3-7-4310 АТМЗ-5,5-4310 ATM3-5-4320
Базовое шасси Эксплуатационная вме- ЗИЛ-13 1 КрАЗ-260 ГАЗ-66 КамАЗ-4310 КамАЗ-4310 Урал-4320
стимость цистерны, л > Производительность ; раздаточной системы, , 4400 : 9300 2000 7000 5500 ; 5000
л/мин 400 870 240 350 750 750
Насос: марка ; СВН-80А СЦН-75-70 СВН-80А СВН-80А СЦЛ-20-24 СЦЛ-20-24
Счетчик: марка ШЖ-40С-6 ЛЖ-100-10 ШЖ-40С-6 ШЖ-40С-6 ШЖУ-40С-6 ШЖУ-40С-6
Фильтр: марка Время заполнения цистерны своим насосом, ФГН-30 ФГН-60 СБ-0580 ФГН-30 ФГН-60 ФГН-60
мин Время слива самотеком. 10 25 12 15 10 10
мин Время развертывания 38 — 16 — - 17 17 ;
(свертывания), мин 5 5-10 5(5) 5(5) 5(5) 5(5)
2 5
ГЛАВА 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ АЗС
К К технологическому оборудованию относят: • • -а- я
, средства заправки - топливо- и маслораздаточные колонки, колонки для выдачи топливных смесей и заправочный инвентарь; . ..
_ средства хранения - резервуары, тара; "
р технологические трубопроводы; ;
। средства замера количества горючего - счетчики, метрштоки, указатели уровня и образцовые мерники;
средства контроля качества нефтепродуктов - пробоотборники, нефтеден-
симетры и др.; " - •
вспомогательные средства - шланговые противогазы для зачистки резервуаров, газоанализаторы и др.
2.1. Средства заправки
к 2.1.1. Топливораздаточные колонки
ф! Предназначены для заправки автотранспортных средств с одновременным замером количества выданного горючего.
г Топливораздаточные колонки, согласно ГОСТ 9018, классифицируют по: К • условиям применения: переносные, стационарные;
В • виду привода: ручной, электрический и комбинированный;
• способу управления: ручной, от местного задающего устройства, от ди-
станционного задающего устройства, комбинированный (от задающего уст-। ройства и местным ручным), с датчиком электрических сигналов для системы I учета от автоматического задающего устройства;
• способу размещения: одинарные - для обслуживания одного потребителя, двойные - для одновременного обслуживания двух потребителей; ;
I
2 6
• составу выдаваемого топлива: однокомпонентное топливо или топливная смесь;
• номинальному расходу топлива, л/мин: 25; 40; 50; 100; 160;
• основной погрешности, %: ±0,25; ± 0,4;
• способу размещения сборочных единиц: в одном корпусе, в нескольких корпусах;
• типу отсчетного устройства; с механическим устройством, с электрическим устройством.
Пределы основной допускаемой погрешности колонок:
±0,25 % - для учетно-расчетных операций при выдаче топлив; & .
±0,4 % - для топливной смеси и внутрихозяйственного учета.
Колонки являются аппаратами строгого учета, требующими метрологического обеспечения, а узлы колонок, влияющие на метрологические показатели, и счетчики суммарного учета пломбируются Госповерителем.
Колонки отечественного производства.
Маркировка ТРК по ГОСТ 9018: z ‘
колонка 1 К Э Р - 50 - 0,4 - 2 - 1
Сборочные единицы размещены
_________в одном корпусе
Минимальная доза выдачи
Основная погрешность
Расход топлива
С ручным управлением
____________________________С электрическим приводом
_________________________________Одинарная, стационарная
Устройство ТРК.
Несмотря на большое многообразие типов и конструкций колонок, они содержат: . ..
клапан приемный; ... .................
насос-моноблок с электроприводом;
счетчик жидкости; ''
счетное устройство; ’’ \
индикатор;
раздаточный кран с рукавом (рис. 2.1).
КЛАПАН приемный на входе в насос-моноблок - предназначен для удержания топлива во всасывающей полости.
НАСОС-МОНОБЛОК включает в себя:
фильтр, предназначенный для очистки топлива от механических примесей: для бензина размером более 100 мкм, для дизельного топлива - с размером
2 7
И1 Рис. 2.1. Схема топливораздаточной колонки.
1 - клапан приемный; 2 - насос-моноблок с электроприводом;
3 — счетчик жидкости; 4 - счетное устройство; 5 - индикатор;
6 - раздаточный кран с рукавом; 7 - фильтр; 8 - насос; 9 - газоотделитель;
10 - верхний обратный клапан.
более 20 мкм;
насос (рис. 2.2) роторно-шиберный, роторно-поршневой или лопастной. Состоит из корпуса, ротора и двух крышек. Направление вращения ротора указано стрелкой на шкиве электродвигателя. Во время вращения ротора лопатки под действием центробежной силы прижимаются к внутренней поверхности камеры корпуса насоса, образуют замкнутые объемы и переносят жидкость из всасывающей полости в нагнетательную. Между всасывающей и нагнетательной полостями расположен перепускной клапан с регулировочным винтом. Клапан открывается, если давление в нагнетательной полости превышает 0,15...0,18 МПа, и насос начинает частично работать «на себя». При достижении давления 0,25...0,3 МПа насос полностью работает «на себя», т. Газоотделитель с поплавковой камерой, предназначен для удаления из топлива газов и паров, которые мешают точной работе счетчика жидкости. В газоотделителе скорость потока жидкости уменьшается за счет увеличения площади проходного сечения, при этом пузырьки газов и паров выделяются в верхней части газоотделителя и удаляются. Газоотделитель состоит из двух камер - непосредственно газоотделителя и поплавковой камеры. В нем устанавливают при необходимости два фильтрующих элемента с тонкостью фильтрования 20 мкм. Корпус закрывается крышкой с прокладкой. В нижней его части имеется пробка для слива топлива при смене фильтрующих элементов
2 8
14 15 16 17 18 19
Рис. 2.2. Роторно-шиберный насос:
1, 2, 4 - крышки; 3 - корпус; 5, 7, 8 - втулки; 6 - сальниковая набивка; 9 - пружина;
10 - гайка; 11 - шкив; 12 - специальная шайба; 13 - пробка; 14 - прокладка;
15 - регулировочный винт; 16 - пружина; 17 - клапан; 18 - ротор; 19 - лопатка;
20 - штуцер.
или при ремонтах. Жиклерное отверстие соединено с поплавковой камерой, в корпусе которой расположен игольчатый клапан, обеспечивающий слив скопившегося горючего во всасывающую полость насоса. Воздух удаляется из камеры через отверстия в крышке, сообщающиеся с атмосферой.
Верхний обратный клапан устанавливается между газоотделителем и счетчиком жидкости. Он состоит из корпуса, в котором запрессовано седло и установлен клапан. Корпус закрывает крышка с уплотнительной прокладкой. Когда колонка не работает, клапан препятствует обратному сливу горючего из системы измерения. Кроме того, обратный клапан выравнивает давление, когда колонка не работает и под действием внешних факторов в измерительной системе создается избыточное давление. В этом случае давление через отверстие в тарелке клапана открывает его и избыточное давление отводится через штуцер газоотделителя в поплавковую камеру.
Корпус насоса-моноблока с торцов закрыт крышками: задней и передней. В нижней части задней крышки имеется отверстие для слива остатков топлива при ремонтах с пробкой. Поплавковая камера закрыта крышкой.
СЧЕТЧИК ЖИДКОСТИ. Предназначен для измерения объема горючего, проходящего через колонку. Он состоит из корпуса цилиндров, основания, боковых крышек цилиндров, корпуса золотника. Корпус цилиндров является измерительной камерой. Он имеет четыре цилиндра с гильзами, в каждом из которых размещены поршни, попарно соединенные кулисой. Поршни снабжены манжетами. Объем каждого цилиндра равен 125 см3. Ход поршня
2 9
ограничен четыремя упорами, которые регулируют точность измерения горючего. Упоры закрываются крышками и пломбируются. Под давлением жидкости поршни поочередно перемещаются к оси счетчика, вытесняя жидкость из противоположного цилиндра через золотник и трубопровод. При этом движение поршней передается коленчатому и вертикальному валикам, связанным со счетным устройством. Коленчатый вал установлен вертикально в двух опорах скольжения. На верхнюю часть его посажен золотник, который под действием вращения коленчатого вала перераспределяет вход и выход горючего. Нижняя часть золотника притерта к корпусу, а верхняя - к уплотнению с пружиной. Валик корпуса золотника уплотняется манжетой. Ход поршней регулируется изменением зазора между кривошипом коленчатого вала и кулисой.
СЧЕТНОЕ УСТРОЙСТВО представляет собой указатель объема разовой выдачи и суммарного объема горючего, прошедшего через счетчик жидкости. Счетное устройство приводится в действие вращением коленчатого вала счетчика жидкости. За один оборот коленчатого вала счетчик жидкости отмеряет объем горючего, равный 0,5 л.
ИНДИКАТОР служит для контроля заполнения измерительной системы топливом. Появление пузырьков воздуха в индикаторе указывает на отклонения в режиме работы газоотделителя или негерметичность всасывающей системы.
РАЗДАТОЧНЫЙ КРАН С РУКАВОМ предназначен для заправки техники топливом. Рукав длиной от 3,5 до 5 метров маслобензостойкий, одним концом присоединяется к патрубку индикатора, другим к раздаточному крану с отсечным клапаном. Рукав заземляется проволокой, пропущенной внутри. Отсечной клапан предназначен для автоматической отсечки потока горючего после прекращения работы насоса. Он регулируется на давление 0,04-0,06 МПа и предупреждает слив топлива из рукава.
Колонки зарубежного производства
Фирма «АДАСТ» (Чехия)
Производительность насоса-моноблока ТРК в зависимости от исполнения от 45 до 100 л/мин. В корпус из алюминиевого сплава встроены 100 микронный фильтр и газоотделитель. Сочетание пластин из специального графитного материала и закаленной футеровки камеры из нержавеющей стали обеспечивает работу всасывающего насоса при перекачке до 5-10 млн. литров жидкости. Перепускной клапан защищает насос от перегрузок.
Счетчик жидкости - четырехпоршневой, его корпус выполнен, из алюминиевого сплава. Регулировка выдаваемой дозы топлива осуществляется посредством одного поршня и обеспечивает точность измерения 0,25 %. Флексоновые уплотняющие манжеты обеспечивают перекачку до 1 млн. литров жидкости без дополнительной регулировки.
Раздаточный кран с рукавом автоматический, оснащен поворотным шар
3 о
ниром для облегчения манипуляций и устранения скручиваемости рукава. Имеется устройство для отключения выдачи горючего при наполнении бака. Раздаточный рукав в антистатическом исполнении из качественной бензостойкой резины. Условный проход от 17 до 32 мм, длина 4,5 и 5 метров.
Общий вид колонки приведен на рис. 2.3.
Рис. 2.3. Общий вид топливораздаточных колонок фирмы «АДАСТ».
Фирма «TANKANLAGEN SALZKOTTEN» (Германия)
Фирма выпускает ТРК типов 396, 397, EU-MPD, S-MPD и NIPD-Maxfill.
Тип 396 - одно или двухкомпонентная колонка с электронными вычислителем цены и счетчиком выданного топлива в литрах. Возможно подключение систем сбора данных о заправке и кассирования.
Гидравлическая система:
• насос-моноблок состоит из роторно-поршневого насоса производительностью 45 или 80 л/мин, устройства защиты от избыточного даввсяия и газо-отделителя;
• трехфазный электродвигатель во взрывобезопасном исполнении на напряжение 400 В, мощностью 0,55 или 0,75 кВт;
• клиноременная передача с устройством для натяжения ремне фильтр в линии всасывания со сменными фильтроэлементами и встроенным обратным клапаном;
• четырехпоршневой измеритель количества выданного топлива с импульсным датчиком или механическим счетчиком;
• электронный вычислитель цены фирмы SALZKOTTEN с аЕт:?гзтичес-ким контролем, индикация кода ошибок, буферизация даншх, режжмы зап-
3 1
равки Autark и Online, 10-разрядный суммирующий счетчик, опрашиваемый с помощью клавиш;
в • заправочный рукав с условным диаметром 15 мм или 21 мм длиной 4
метра, выведенный через пружинную мачту из высококачественной стали со встроенным индикатором;
• раздаточный кран ZVA 3,0 или ZVA 25,3 с цилиндрическим замком. Возможно оснащение колонок системой возврата газов фирмы SALZKOTTEN.
ТРК типа 396/140 и 396/140-45 оснащены пластинчатым насосом производительность до 140 л/мин (45 или 140 л/мин), блоком клапанов для выдачи больших или малых количеств топлива, заправочными кранами 25,3 FS или 3,0 TFS.
Тип 397 в дополнение к ТРК 396, имеет систему Ecometer с электронным импульсным датчиком, заправочный рукав с условным диаметром Ду =16 мм для производительности 45 л/мин или с условным диаметром Ду = 21 мм для производительности 80 л/мин и длиной 4 м. Рукав пропущен через пружинную мачту из высококачественной стали и имеет встроенное смот-(ровое стекло.
Тип EU-MPD-SK - это модульная конструкция для 1-5 видов топлива, которая серийно выпускается с заправочными постами по обе стороны заправочной площадки. Производительность 40, 80 и 140 л/мин.
Технические характеристики:
перекачиваемое топливо - автобензин, дизельное топливо, смеси автобензина с моторным маслом для двухтактных ДВС; *
производительность насоса (max) - 75 л/мин;
производительность счетчика (max) - 45 л/мин;
(min) - 2 л/мин;
наименьшая доза выдачи - 2 л/мин;
рабочий объем поршневого счетчика - 0,5 л;
цена деления шкалы индикации - 10мл.
Колонка оборудована блоком управления и индикации для одного-четырех гидравлических модулей с электронным вычислителем цены фирмы SALZKOTTEN ЕС 2000 с гидравлическим контроллером и дисплеем для каждой стороны заправочной площадки. Индикация на жидких кристаллах с подсветкой заднего фона с легко читаемыми цифрами высотой 25 мм.
Гидравлический модуль для автобензина и дизельного топлива состоит из:
• насоса производительностью около 80 л/мин;
• блока управления, состоящего из вентиля регулировки предела измерений и интегрированного двойного магнитного клапана;
• двух измерительных устройств к заправочным системам пропускной способностью около 40 л/мин, разделенных по сторонам заправочной площадки.
Гидравлические модули для заправочных постов одностороннего распо
3 2
ложения имеют насос с производительностью около 40 л/мин.
Шланговая стойка оборудована рукавами длиной 3,3 метра и держателями раздаточных кранов, над которыми крепятся таблички с обозначением продуктов.
Насос-моноблок имеет производительность около 80 л/мин. При одностороннем варианте - 40 л/мин. В него входят:
• роторно-поршневой насос;
• газоотделитель;
• управляемое поплавковое устройство обратного засасывания;
• предохранительный перепускной клапан;
• напорный фильтр с тонкостью фильтрования 10 микрон.
Электродвигатель трехфазный, мощность 0,75 кВт, напряжение 400 В, частота 50 Гц, частота вращения ротора 1450 об/мин. Схема соединения обмоток - звезда. Исполнение - взрывозащищенное. Имеется тепловая защита.
Фильтр со сменным фильтрующим патроном обеспечивает тонкость фильтрования 12 мкм для автобензина и 25 мкм для дизельного топлива.
Измеритель расхода топлива поршневого типа с электронной юстировкой имеет встроенный двойной датчик импульсов.
Заправочный рукав Slimline диаметром 16 мм и длиной 6 метров. Снабжен раздаточным краном типа ZVA с автоматическим устройством отключения.
Тип EU-MPD - многошланговая ТРК модульной конструкции для одного-пяти видов топлива. В базовом исполнении колонку можно использовать как систему заправки для одного вида топлива или как систему заправки для пяти видов топлива. Выпускается с заправочными постами по обе стороны заправочного островка. Производительность - около 45 л/мин, возможны варианты с производительностью 140 л/мин и с изменяемой производительностью от 45 до 140 л/мин.
Режимы работы'.
Online - режим заправки с самообслуживанием и с заправочным автоматом; . .
• Автономный режим - режим заправки с обслуживанием;
• Автономный режим с блокировкой - режим заправки с обслуживанием и деблокировкой перед каждой заправкой, деблокирующая кнопка - на корпусе индикации.
Насос-моноблок состоит из роторно-поршневого насоса производительностью 45 или 90 л/мин.
Тип S-MPD - многошланговая топливораздаточная система для одного-четырех видов топлива. Оснащена измерительной системой Ecometer на принципе вытеснения. Два шпинделя с циклоидальным профилем, вращающиеся в корпусе с двумя сливающимися отверстиями, образуют измерительные камеры. Аксиально поступающая измерительная среда приводит шпиндели в равномерное, непульсирующее вращательное движение. Информацию о количестве топлива, прошедшем через измерительные камеры, электронный им
3 3
пульсный датчик передает на вычислитель, В остальном устройство аналогично EU-MPD.
Колонки фирмы «Tankanlagen» маркируются следующим образом:
3 - 3 R DK
EU-MPD-SK 5-10 - - ’ "
I Наличие модуля гидравлики для ДТ
Расположение заправочных постов с одной стороны дороги
Количество заправочных постов
Количество модулей гидравлики
Исполнение со стойкой для рукавов
Модульная ТРК
Европейское исполнение с системой вычислителя цены ЕС-2000
или так
S-MPD-MR 8 \ 4 \ 8 С DK GR • •
| Система возврата газа Наличие модуля гидравлики для ДТ
Тип измерителя (Е - Ecometer; С - Cmeter)
Количество заправочных постов
Количество модулей гидравлики
Количество измерительных узлов
MR - с возвратом рукава; OR - без возврата рукава
Модульная ТРК
Клиент
2 Зак, 132
3 4
Общий вид колонок фирмы показан на рис, 2.4.
Рис. 2.4. Обший вид топливораздаточных колонок фирмы «TS».
Фирма «АО ИНСТРУМЕНТОЙНТИ» (Финляндия)
Фирма выпускает ТРК серии N 8, N 180 и N 1800.
Серия N8 позволяют обслуживать одного или двух клиентов, с отпуском одной или двух марок топлива. Производительность насоса: стандартная -50 л/мин, повышенная - 100 л/мин, выборочная - 50 или 80 л/мин. Насос -Туре 75 и счетчик SB фирмы Bennett.
Серия N180 модульной структуры.
Серия N1800 модульной структуры. Обеспечивает две одновременные заправки от двух до пяти марок топлива, производя при этом сбор паров топлива.
Модель N1812H предназначена для дизельного транспорта, производительность насоса 50 и 120 л/мин.
Технические характеристики:
• диапазон рабочей температуры от -40 °C до +55 °C;
• точность измерения +0,25 % при расходе от 5 до 120 л/мин; электромеханические суммарные счетчики;
• гибкий заправочный рукав;
• автоматические заправочные краны;
• нагреватель и вентилятор, управляемые термостатом;
• табло на жидких кристаллах, отражающее: количество литров, марку топлива и цену за литр;
• встроенная клавиатура наладки и сервиса.
Общий вид колонок показан на рис. 2.5.
Основные характеристики топливораздаточных колонок приведены в табл. 2.1.
3 5
Рис. 2.5. Общий вид топливораздаточных колонок «IN».
2.1.2. Маслораздаточные колонки
Требования к ним определены ГОСТ 4.103.
Номинальный расход масла должен обеспечиваться при высоте всасывания не менее 3 м, высоте раздаточного крана над уровнем земли до 2 м и расположении отдельных блоков колонки на расстоянии до 20 м. Тонкость фильтрования должна составлять 250 мкм.
Маслораздаточную колонку с насосной установкой монтируют в отапливаемом помещении, поскольку они могут работать лишь при температуре не ниже +8 °C.
2*
UJ
С\
Основные характеристики топливораздаточных колонок
Таблица 2.1
Модель ТРК Расход раздаточной системы, л/мин Минимальная доза отпуска, л Допустимая погрешность, % Тип насоса Количество постов заправки видов топлива Мощность электродвигателя, кВт Длина заправочного рукава, м Масса, кг Габариты, мм
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
ОАО «Автозаправочная техника» (Россия)
Нара - 27М1С 50 2 0,25 Лопастной 1/1 0,55 4 135 660x445x1330
Нара - 42-16 50 2 0,25 Лопастной 2/2 0,55 4 250 930x430x1620
Нара - 61-16 100 2 0,25 Лопастной 1/1 1,1 4 190 930x430x1620
Нара - 41-15 50 2 0,25 Лопастной 1/1 0,55 4 145 930x430x1620
Нара - 5110 40 2 0,25 Лопасной 2/1 1,1 4 200 1000x550x140
Нара - 5210 40 2 0,25 Лопастной 4/2 1,1 4 350 1650x550x140
INSTRUMENTOINTI OY (Финляндия)
N-8S-U 50 2 0,25 Туре 75 1/1 4
N-8S2-U 50 2 0,25 Туре 75 1/2 4
N-8SH-U 50/80 2 0,25 Туре 75 1/1 4
N-8SHH-U 100 2 0,25 Туре 75 1/1 4
N-8SHH2-U 100 2 0,25 Туре 75 1/2 4
N-8DS-U 50 2 0,25 Туре 75 2\1 4
N-8DSS-U 50 2 0,25 Туре 75 2/2 4
N-8DH-U 50/80 2 0,25 Туре 75 2/1(2) 4
N-8DHHS-U 100 2 0,25 Туре 75 2/1(2) 4
N-180SS-U 50 2 0,25 Туре 75 1/1 4
N-180SH-U 50 или 80 2 0,25 Туре 75 1/1 4
Продолжение табл. 2.1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
4602.040/2/ 45 2 0,25 Пластинчатый 4/2 4,5
LCD 4603.060/2/ 45 2 0,25 Пластинчатый 6/3 4,5
LCD 4604.080/2/ LCD 45 2 0,25 Пластинчатый 8/4 4,5
4602.160/2/ LCD 45/90 2 0,25 Пластинчатый 6/4 465
4605. - /2/LCD 45/90 2 0,25 Пластинчатый 10/5 4,5
TANKANLAGESNALZKOTTEN (Германия)
396(7)/1 ER 45/80 2 0,25 Роторно- 1/1 0,55/0,75 4 -200 850x1450x500
(EL) поршневой
396(7)/2 ER 45/80 2 0,25 Роторно- 2/1 0,55/0,75 4 -200 850x1450x500
(EL) поршневой
396(7)/140 ER (EL) 140 2 0,25 Пластинчатый 2/2 1,5 5(4) -200 850x1450x500
396(7)/l 40-45 ER (EL) 140/45 2 0,25 Пластинчатый 2/2 1,5 5(4) -200 850x1450x500
S-MPD 90 2 0,25 Роторнопоршневой 1-8/1-4 0,75 3,3 -1500 1800x1930x590
EU-MPD-SK 75 2 0,25 Роторнопоршневой 1-10/1-5 0,75 6 -1500 2700x1930x620
Продолжение табл. 2.1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
N-180SS2-U 50 2 0,25 Type 75 1/2 4
N-180S3-U 50 2 0,25 Type 75 1/3 4
N-180SH2-U 50 или 80 2 0,25 Type 75 1/2 4
N-180DS-U 50 2 0,25 Type 75 2/1 4
N-180DSS-U 50 2 0,25 Type 75 2/2
N-1980DHH-U 100 2 0,25 Type 75 2/1
N-1812H-U 50/120 2 0,25 Type 75 2/1
N-1822-U 50 2 0,25 Type 75 2/2
N-1833-U 50 2 0,25 Type 75 2/3
N-1844-U 50 2 0,25 Type 75 2/4
N-1855-U 50 2 0,25 Type 75 2/5
DRESSER WAYNE (DINVEKSAN - Россия)
M861 45 2 0,25 Вакуумный 1/1 0,55 4,5 238 810x450x1600
M861D 45 2 0,25 Погружной 1/1 0,55 4,5 186 810x450x1600
M862D 45 2 0,25 Погружной 2/2 0,55 4,5 158 1070x750x1750
M865D 45 2 0,25 Погружной 2/4 0,55 4,5 219 1070x750x1750
ADAST-SYSTEMS (Чехия)
8950.31A 50 2 0,25 Пластинчатый 1/1 4,5
8954.31A 50 2 0,25 Пластинчатый 2/2 4,5
8957.31A 100 2 0,25 Пластинчатый 1/1 4,5
8950.41A 45 2 0,25 Пластинчатый 1/1 4,5
8954.41A 45 2 0,25 Пластинчатый 2/2 4,5
8957.41/CEN 90 2 0,25 Пластинчатый 1/1 4,5
4602.110/2/ LCD 45/90 2 0,25 Пластинчатый 2/2 4,5
3 9
Колонка состоит (рис.2.6) из:
• корпуса;
• счетчика масла;
• счетного механизма; '
• раздаточного крана с рукавом.
СЧЕТЧИК МАСЛА - поршневого типа, четырехцилиндровый. Предназначен для измерения и учета количества выданного масла по показаниям стрелок и суммарного счетчика. За один полный оборот большой стрелки выдается 1 л, а за один полный оборот малой стрелки - 10 л масла. Итоговые результаты выдачи показывает суммарный счетчик роликового типа с максимальным пределом измерения 999,9 л. После каждой выдачи стрелки вручную устанавливают в нулевое положение. .
НАСОСНАЯ УСТАНОВКА состоит из шестеренчатого насоса, приводимого в действие электродвигателем, гидравлического аккумулятора, фильтра, автоматического выключателя с манометром, обратного и предохранительного клапанов. Весь агрегат смонтирован на чугунной плите. На всасывающем трубопроводе установлен клапан с грубым сетчатым фильтром. Основной фильтр смонтирован на нагнетательной линии насоса. В фильтре имеется пробка для слива масла из системы и удаления воздуха из всасывающей магистрали.
Рис. 2.6. Технологическая схема малораздаточной колонки.
1 — манометр; 2 - автоматический выключатель; 3 - предохранительный клапан; . 4 - счетчик; 5 - фильтр-сетка; 6 - раздаточный кран с рукавом;
7 - шестеренчатый насос; 8 - электродвигатель; 9 - обратный клапан;
10 — гидравлический аккумулятор; И - фильтр; 12 - корпус колонки.
4 О
Гидравлический аккумулятор соединен трубопроводом с автоматическим выключателем плунжерного типа, который служит для автоматического управления электродвигателем в процессе работы насосной установки.
Манометр предназначен для контроля давления в аккумуляторе и для регулировки автоматического выключателя и предохранительного клапана.
Электрический двигатель включается и выключается автоматически с помощью магнитного пускателя.
Предохранительный клапан регулируется в пределах 1,6... 1,7 МПа для предохранения гидравлической системы в случае неисправности автоматического выключателя. . 1 • р ц. •
При выдаче масла, давление в системе поддерживается 1,2.,.1,3 МПа. При прекращении выдачи, когда клапан раздаточного крана закрыт, давление в системе возрастает до 1,4... 1,5 МПа. При этом контакты автоматического выключателя размыкаются и электродвигатель останавливается. Давление в системе при этом поддерживается гидравлическим аккумулятором. При повторной выдаче масла, когда клапан раздаточного крана открыт, масло сначала выдается за счет давления в гидравлическом аккумуляторе. Давление в системе при этом падает. При понижении давления до 0,8...1,0 МПа контакты автоматического выключателя вновь замыкаются и включают электродвигатель насоса.
Для заполнения гидравлической системы маслом и удаления из нее воздуха, следует вывернуть пробку из тройника всасывающего трубопровода и залить масло через отверстие во всасывающую трубу и насос. Затем следует завернуть эту пробку, а пробку фильтра отвернуть на 2-3 оборота и включить насосную установку пакетным выключателем. После того как из фильтра масло пойдет ровной струей, без пузырьков воздуха, пробку следует завернуть. При этом масло заполнит всю гидравлическую систему, и электрический двигатель автоматически выключится.
2.2. Средства хранения
Для хранения нефтепродуктов на АЗС используются подземные и наземные стальные резервуары горизонтального или вертикального исполнения.
Горизонтальные цилиндрические резервуары, устанавливаемые заглублен-но, получили наибольшее распространение. Они выдерживают более высокие внутренние избыточные давления и разрежения по сравнению с вертикальными. Однако имеют увеличенный расход стали на 1 м3 хранимого горючего и большую сметную стоимость 1 м3 вместимости резервуара. Небольшая единичная емкость, вынуждает устанавливать их в большом количестве.
Вертикальные резервуары лишены этих недостатков. Они широко распространены в основном на нефтебазах. Появились проекты вертикальных ци-
4 1
Таблица 2.2
Техническая характеристика резервуаров для хранения горючего
Вместимость, м3 Наружный диаметр, мм Длина (высота), мм Толщина стенки, мм Масса, кг
Гор изонталь н ы е
/. ’ 4 1378 2873 4 733
' 5 ’ 1846 2036 3 446
8 1593 4263 4 1024
10 2220 3100 4 980
20 2483 4770 4 1776
25 2768 4840 4 2350 :
50 - 2870 8480 4 3369
60 2770 11100 5 4750
В е з т и к а л ь н ы е ••
5 1788 2018 4 437
10 2233 3100 4 840
15 2818 2518 4 1140
25 3186 3218 4 1750
линдрических резервуаров и для АЗС. Техническая характеристика горизонтальных и вертикальных резервуаров, приведена в табл. 2.2.
Вертикальные резервуары могут устанавливаться в железобетонных колодцах. В бетонное основание колодца закладывается швеллер для тяг крепления резервуара. Колодец закрывается перекрытием, в котором имеется отверстие для управления оборудованием резервуара.
Горизонтальные резервуары изготавливают по ГОСТ 17032 вместимостью: 5, 10, 25, 50, 75 и 100 м3. По требованию заказчика выпускают резервуары вместимостью 4, 8, 20 и 60 м3. Маркировка: буква Р - резервуар; цифра -вместимость в метрах кубических. Горизонтальный цилиндрический резервуар состоит из обечайки (цилиндрическая часть) и двух днищ. Обечайка сваривается из нескольких царг (колец) встык или внахлестку. Днища изготавливаются плоскими, коническими, в некоторых случаях - сферическими и привариваются к обечайке, как правило, с помощью уторных уголков.
Резервуары вместимостью до 8 м3 включительно должны изготавливаться с плоскими днищами. Для усиления конструкции внутри резервуаров по длине на расстояниях, примерно равных диаметру, привариваются кольца жесткости.
Резервуары и защитные кожухи к ним изготавливают из материала, обладающего достаточной устойчивостью к физическому и химическому воздействию рабочей жидкости и окружающей среды. В основном это малоуглеродистая сталь СтЗсп по ГОСТ 380.
Комплект оборудования резервуара показан на рис. 2.7.
4 2
Рис. 2.7. Комплект оборудования резервуара.
1 — сливная линия; 2 - замерная труба; 3 — линия выдачи; 4 — дыхательная линия.
2.2.1. Оборудование резервуаров
Основное оборудование резервуара показано на рис. 2.8.
. -- т -• Рис. 2.8. Основное оборудование резервуара.
1 - сливной колодец; 2 - быстроразъемная муфта; 3 - сливной фильтр;
4 - колодец резервуара; 5 — сливной трубопровод; 6 - измерительное устройство;
7 - угловые огнепреградители; 8 - вентиль; 9 - воздушный трубопровод;
10 - дыхательный клапан; 11 - всасывающий трубопровод; 12 - приемный клапан.
4 3
СЛИВНОЕ УСТРОЙСТВО используется для приема горючего из автоцистерн. Состоит из: ' — -
Быстроразъемные сливные муфты (рис. 2.9) предназначены для соединения подающего шланга автоцистерны со сливной трубой резервуара. В настоящее время наиболее распространены сливные муфты МС-1 и МС-1М (табл. 2.3) с крышкой и эксцентриковым зажимом или шибером, который одновременно служит и ключом зажимной гайки. Муфты оборудованы фильтром и маслобензостойким уплотнением. Для подключения патрубка сливного шланга цистерны необходимо отвернуть зажимную гайку, вынуть шибер или открыть эксцентриковые зажимы, вставить патрубок и завернуть зажимы. Шланг отсоединяется в обратном порядке.
Сливная труба устанавливается на расстоянии от днища резервуара не более 200 мм. Для предотвращения попадания наружного воздуха, сливной трубопровод монтируют в резервуаре ниже клапана на всасывающем трубопроводе, что дает возможность обойтись без специального гидравлического затвора.
Рис. 2.9. Быстроразъемные сливные муфты.
1 - патрубок; 2 - корпус; 3 - фильтр-огнепреградитель; 4 - зажим левый;
5 — зажим правый; 6 — ось зажима (2 шт.); 7 - кольцо уплотнительное;
8 - кольцо уплотнительное; 9 - патрубок сливной.
4 4
Наибольшее распространение получили сливные устройства МУ-91-12 и АЗТ.5-885-800 (табл. 2.4).
">? Таблица 2.3
Технические характеристики сливных муфт
ПОКАЗАТЕЛИ Марка сливной муфты
МС-1 МС-1М
Условный проход , мм : 80 ’ 80
’ Номинальное давление, МПа 0,1 0,1 ’
Максимальное давление, МПа 0,6 0,6
Габаритные размеры, не более:
- длина, мм 190 300
- диаметр (ширина), мм 200 (280) 160 (180)
Масса, кг 3,5 4,0
Таблица 2.4
Технические характеристики сливных устройств
П О КАЗАТЕЛИ Марка сливного устройства
МУ-91-12 АЗТ.5-885-800
Место установки с Специальный колодец Крышка горловины
резервуара
Число приемных патрубков 2
Условный диаметр, мм: 50
приемных патрубков 50
сливной трубы 50 70
Номинальная скорость слива
самотеком, м3/ч 10 16
Материал фильтрующего элемента Латуииая сетка Гофрированная
Габаритные размеры, мм: 4 нержавеющая лента
Высота 450 520
Диаметр 300 350
Масса, кг 16 30
ЗАБОРНАЯ ТРУБА монтируется в резервуаре на расстоянии от днища резервуара не менее 200 мм. На заборной трубе на резьбе присоединяется обратный клапан (рис. 2.10), в корпусе которого имеются впускные окна и отверстие для направляющей штока клапана. Клапан представляет собой диск с направляющей осью. Под действием силы тяжести и столба жидкости, диск, перемещаясь по направляющей, закрывает впускные окна и препятствует сливу горючего из всасывающего трубопровода.
Техническая характеристика обратных клапанов показана в табл.2.5. Клапан может быть совмещен с огневым предохранителем. 6,... . .
4 5
Рис. 2.10. Обратный клапан.
1 - корпус; 2 - тарелки; 3 - сетка; 4 - гнезда.
Таблица 2.5
Технические характеристики обратных клапанов
ПОКАЗАТЕЛИ Марка клапана
М-9134 АЗТ.5-800-801
Место установки клапана Нижний конец Крышка горловины
всасывающей трубы резервуара
Тип клапана ; 2-х тарелочный Однотарелочный
Условный диаметр, мм 40 40
Материал фильтрующего элемента Латунная сетка Гофрированная
Габаритные размеры, мм нержавеющая лента
Высота 200 200
Диаметр . 160 180
Масса, кг 12 14,4
' ДЫХАТЕЛЬНЫЙ КЛАПАН применяется для автоматического поддержания заданных рабочих величин давления и разрежения внутри резервуара при приеме и выдаче горючего и малых дыханиях. Он снижает выброс паров горючего в окружающее воздушное пространство, предотвращает разрушение резервуара.
При повышении давления в резервуаре выше расчетного, паровоздушная смесь через клапан выходит в атмосферу. При разрежении ниже допускаемого, атмосферный воздух через клапан поступает в газовое пространство резервуара.
4 6
Промышленность выпускает совмещенные механические дыхательные клапаны (СМДК) - рис. 2.11 и пневмоклапаны предохранительные реверсивные (ППР) - рис. 2.12. Их характеристики представлены в табл.2.6.
Рис. 2.11. Совмещенный дыхательный клапан (СМДК).
1 — клапан давления; 2 — клапан вакуума; 3 - вставка из фторопласта.
Рис. 2.12. Дыхательный клапан ППР.
Таблица 2.6
Технические характеристики дыхательных клапанов
Параметры Марка клапана
СМДК-50 СМДК-100 ППР-50 ППР-40
Диаметр условного прохода, мм 50 100 50 40
Пропускная способность, м3/ч 25 25-100 26 16
Масса, кг 12 19 2,2 1,5
Давление срабатывания, МПа 0,002-0,02 0,002-0,02 0,04 0,04
Разрежение срабатывания, МПа 3,002—0,003 0,002-0,003 0,01 0,01
4 7
а-
ie
Клапан СМДК для поддержания избыточного давления и вакуума имеет тарельчатого типа запорные устройства, которые перемещаются по направляющим стержням. При избыточном давлении срабатывает клапан давления, а при избыточном разрежении - клапан вакуума.
Клапан ППР представляет собой двойную реверсивную конструкцию, обеспечивающую высокую пропускную способность паровоздушной смеси при сливе (наливе) резервуара. При изменении давления в резервуаре от расчетного открывается соответствующий клапан и, сжимая тарировочную пружину, выравнивает давление в резервуаре с атмосферным.
ГОРЛОВИНЫ РЕЗЕРВУАРОВ плотно закрывают крышками на прокладках из листовой маслобензостойкой резины марки Б по ГОСТ 7338. При отсутствии такой резины прокладки могут быть изготовлены из:
• паронита толщиной 3...4 мм для бензина;
• паронита или картона, пропитанного горячей олифой и, после просушки, промазанного с обеих сторон горячим столярным клеем с добавлением небольшого количества белил - для дизельного топлива;
• картона, размоченного в горячей воде и пропитанного жидким столярным клеем - для масла.
В целях повышения герметичности резервуары, выпускаемые с 1979 года, имеют утолщенные фланцы горловин, патрубков и крышек с уплотнительным соединением типа «шип-паз». До 1979 г. резервуары выпускались с плоскими уплотнениями.
Замерный люк резервуара должен быть постоянно закрыт крышкой на прокладке и опломбирован. Он открывается только при замере уровня и отборе проб горючего.
Резервуары имеют внутреннее защитное покрытие (оцинкованы). Наружные поверхности резервуаров и оборудования должны быть окрашены. Лакокрасочные материалы согласуются между предприятием-изготовителем и потребителем.
Неокрашенные детали (крепежные изделия и т. п.) должны быть законсервированы.
Резервуары должны иметь закрепленные на видном месте металлические таблички, где указаны:
• предприятие-изготовитель; - . ь,
: • тип резервуара; . - '
• номер по системе нумерации предприятия-изготовителя;
• год и месяц изготовления;
• рабочее давление; ;
• номинальный объем; з 3г
• масса резервуара.
ДОПОЛНИТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ резервуаров:
• Системы определения количества горючего предназначены для определения уровня взлива горючего в резервуаре с замером температуры продукта и определения количества горючего в килограммах.
4 8
Примером такой системы является автоматизированная система УГР-1М, предназначенная для измерения уровня топлива в наземных и заглубленных резервуарах, с автоматической выдачей результатов на ЭВМ. Система обслуживает от 1 до 10 резервуаров и состоит из многоканального пульта управления «Прогресс-2М», и датчиков уровня горючего.
Принцип работы основан на следящем действии поплавка, перемещающегося вместе с уровнем жидкости. Поплавок через мерный шкив соединен поводками с валом датчика. Один оборот вала соответствует изменению уровня жидкости в 200 мм или одному обороту диска точного отсчета.
. ' > - . - к . > г - ,
Техническая характеристика'.
• Количество обслуживаемых резервуаров от 1 до 10. , .
• Диапазон измерения уровня, м от 0 до 12 или ,
от 0 до 20. а. ; гг >i -
• Основная погрешность измерения уровня, _
мм ±3 (от 0 до 12 м); . л-
; ± 4 (от 12 до 20 м).
• Дискретность измерения уровня, мм 1. » у;:, .-. ( •; .
• Длина линии связи (не более), м 1500.
• Количество проводов в линии связи 6 .
• Потребляемая мощность (не более), Вт 4,6. ;; < .
• Температура измеряемой среды, °C от-50 до + 80. .-• .....
• Скорость измерения уровня, м/ч 1. ;
Во время работы системы при достижении предельных уровней пульт выдает звуковой сигнал. Оператор может определить: . .... . .•
• текущий уровень в любом резервуаре; . . : .
... .♦ значение предельных уровней в любом резервуаре; щ.. ;• >t; - . .
• количество подключенных датчиков;
• порядок опроса датчиков.
Систему УГР-IM можно подключить к термопечатающему устройству.
• Системы контроля качества состоят из различных датчиков проверки наличия подтоварной воды и механических примесей в топливе. < -
• Системы оперативного контроля технического состояния резервуара. Используется принцип двойного дниша резервуара. При повреждении первого основного слоя днища (обечайки резервуара) срабатывает датчик, который выдает сигнал на пульт оператора.
Универсальные системы предназначены для определения количества горючего и контроля качества. Примером являются TLS-350, TLS-300 и ILS-350, LABKO-2000. ч i
TLS-350 оценивает состояние резервуара и обнаруживает утечки топлива. Может контролировать большое количество датчиков утечки, включая межстенные датчики. Позволяет проводить тестирование резервуара, как по команде оператора, так и автоматически. Систему можно запрограммировать
на же!
МО;
ОТП МИ ЦИС СОЗ
В с учг
ЯШ ва, уде рез сис
ИЛ!
ава
ДВ} вер
зап си» ко» цис ра, дег ЛИ! на>
СИ1
ДУ1 но<
KOJ pel тес
ти) сш
4 9
на подачу предупредительных и аварийных сигналов переполнения, достижения верхнего и нижнего предельных уровней топлива и воды. Имеется возможность автоматической тарировки резервуаров по мере того, как в ходе отпуска топлива объем жидкости в резервуаре замеряется типовыми рабочими уровнями. Система позволяет создавать отчеты по управлению реализацией топлива с любой регулярностью (ежедневно, посменно). Вскоре после создания этого отчета генерируется скорректированный отчет об операции. В отчете отражается фактическое количество поставленного топлива, для чего учитываются любые продажи, происходящие в процессе слива.
Система TLS-350R соединена интерфейсом с контроллером ТРК и постоянно сравнивает изменения показаний объема резервуара с объемом топлива, проданного через колонки. Эти данные анализируются, чтобы можно было удостовериться в том, что все покидающее резервуар топливо продается через ТРК. Тем самым обеспечивается полная безопасность гидравлической системы, так как утечки в резервуарах или соединительных трубопроводах или даже дрейф счетчика ТРК автоматически запустят предупредительную и аварийную сигнализацию.
Система применяется для контроля межстенного пространства двухстенных резервуаров. При этом используются поплавковые датчики верхнего и нижнего уровня жидкости в межстенном пространстве.
Система TLS-300 обеспечивает высокоэффективный контроль товарных запасов и экологическую безопасность. Система контролирует данные от максимум восьми магнитострикционных зондов типа MAG 1 или MAG 2 или их комбинацию. Система TLS-300 оснащена визуальной и звуковой сигнализацией, включаемой при наступлении определенных условий внутри резервуара, таких как переполнение, достижение верхнего уровня воды и нижнего предельного уровня продукта. Система позволяет генерировать отчет о сливе топлива на АЗС и обнаруживать утечки внутри резервуаров. Внутрирезервуар-ная предупредительная и аварийная сигнализация реагирует на следующие ситуации: . ...,.
• утечка; . '
. *'• низкий уровень топлива; -
• переполнение; , .. , . . ,
• высокий уровень подтоварной воды; г
• не произошло тестирование резервуара.
Зонд обеспечивает высокоточную безотказную работу в среде нефтепродуктов. Используемые в нем магнитострикционная технология и пятиточечное зондирование температуры позволяют обеспечивать чрезвычайно точный контроль товарных запасов и внутрирезервуарное обнаружение утечек. Зонд рекомендован к применению в одностенных резервуарах для их объемного тестирования при утечке более 378 мл/ч.
Зонд MAG 2 обеспечивает такой же надежный контроль запасов и совместимость с нефтепродуктами, как и предыдущий зонд, но обладает при этом способностью обнаруживать утечки более 756 мл/ч. Зонд предназначен для
5 О
использования в двухстенных резервуарах, где требования по обнаружению утечек не такие высокие, как в одностенных.
Система LABKO-2000 предназначена для измерения и контроля уровня жидкости в резервуарах. Может применяться с местным или дистанционным управлением и объединена с блоком управления насоса или с компьютером кассы. Она состоит из датчика уровня LABKO-2000,блока питания PS-12A в искробезопасном исполнении, блока преобразования МЕ-1А, блока управления и формирования отчетов МЕ-3, блока выдачи отчетов МЕ-ЗР и интерфейса RS-232. В комплект также входит программное обеспечение «LMS».
Датчик уровня может использоваться при рабочих температурах -20... +50 °C. Длина датчика не более 6 м. Погрешность измерения ± 1 мм.
Блок PS-12A. На каждый датчик один блок. Рабочая температура -10... +50 °C. Напряжение питания 200...250 В, частота 50...60 Гц. Потребляемая мощность 5 ВА.
Блок МЕ-1А. Количество датчиков - не более 8. Преобразует ток 20 мА в сигнал серийного интерфейса RS-232.
Блок МЕ-3. Количество датчиков - не более 8. Дисплей LCD. Напряжение питания - 230 В переменного тока, частотой 50 Гц.
Блок МЕ-ЗР со встроенным принтером.
2.2.2. Установка резервуаров в грунт : : .
Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности земли или под землей. Максимально допустимое заглубление (расстояние от поверхности земли до верха обечайки) - 1,2 метра.
Заглубленные резервуары уменьшают пожарную опасность и сокращают потери горючего от испарения. Схема установки резервуара в грунт показана На рИС. 2.13.
Работы по устройству основания должны производиться в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01. Установка резервуаров в грунт проводится в следующей последовательности:
• зачистка внутренней поверхности резервуара (вручную, ОМЗР);
• очистка от краски и ржавчины наружной поверхности;
• внешний осмотр резервуара; ''
• пневматическое испытание резервуара (Ри = 0,05...0,07 МПа).
При пневматическом испытании резервуар считается исправным, если созданное в нем избыточное давление не снизилось в течение 15...20 мин. В случае снижения давления определяют место утечки воздуха с помощью мыльного раствора, который наносят на сварные швы, вмятины и другие подозрительные места. После устранения дефекта резервуар подвергают повторному испытанию;
• нанесение противокоррозионного покрытия. Защитное покрытие нано-
5 1
горизонтальных резервуаров.
сится на тщательно очищенную и обезжиренную поверхность резервуара. Очищенная стальными щетками поверхность резервуара вначале покрывается слоем праймера, являющегося грунтовкой, а после его высыхания - двумя слоями нефтебитума;
• подготовка котлована глубиной на 0,5 м выше уровня грунтовых вод; устройство песчаной подушки в котловане толщиной менее 0,5 м;
• установка резервуара на песчаную подушку;
При угрозе затопления резервуары устанавливают в котловане на сплошных бетонных фундаментах с креплением стальными хомутами (рис. 2.14). Расстояние между соседними резервуарами должно быть не менее 1 метра;
• устройство заземления резервуара и проверка его сопротивления. Резервуары заземляют с целью отвода статического электричества, возникающего и накапливающегося во время перекачки горючего. Общее сопротивление растеканию тока промышленной частоты должно быть не больше 100 Ом;
• засыпка резервуара грунтом; —
• устройство смотрового колодца с крышкой на горловине резервуара;
• планировка обсыпки резервуара с уклоном 1:1,5;
• устройство подъездов и оборудование площадок для средств перекачки горючего. Площадка для приема (выдачи) горючего выполняется из безыск-
5 2
Рис. 2.14. Установка стальных горизонтальных резервуаров при высоком уровне грунтовых вод.
1 - бетонный фундамент; 2 - резервуар; 3 - колодец резервуарного оборудования; 4 - опора из кирпича (бетона); 5 - стальные хомуты.
рового бетона, уложенного на основание из песка с уклоном 0,01 в сторону приямка для сбора проливов.
Для доступа к оборудованию над горловиной резервуара устанавливается колодец из бетона или кирпича. Вокруг стенки колодца устраивается глиняный замок толщиной 0,2 м. При угрозе затопления колодец снизу заливается цементным раствором.
Высота колодца над грунтом должна быть не менее 0,15 м. Через стенку или крышку колодца могут выводиться трубопроводные коммуникации. На колодец крепится одно- или двухскатная крышка с петлями для закрытия и пломбировки. На крышке колодца должны быть надписи с указанием порядкового номера резервуара, базовой высоты (высотного трафарета) и марки хранимого продукта. ...г;.. ?.й х,с.у.
» г '«г ‘
2.2.3. Защита резервуаров от коррозии
«««?’ таШЙЗДЖИГТЦ Л
Коррозия стальных металлических резервуаров резко сокращает эксплуатационную надежность резервуаров и оборудования, снижает срок их службы, вызывает разрушение отдельных элементов конструкций и может привести к потерям топлива и авариям. ;
Основные способы защиты внутренних поверхностей стальных резервуаров от коррозии:
• нанесение лакокрасочных и металлизационных покрытий;
'5 3
• применение электрохимической катодной защиты; --
использование ингибиторов коррозии.
Выбор того или иного метода зашиты определяется скоростью коррозии, условиями эксплуатации, видом топлива и технико-экономическими показателями.
Работы по защите металлоконструкций от коррозии должны соответствовать требованиям Указаний по защите резервуаров от коррозии «Правил технической эксплуатации резервуаров».
Противокоррозионное покрытие внешних поверхностей состоит из одного слоя праймера (грунтовки) и двух слоев битумной изоляции.
При временной установке резервуаров и прокладке трубопроводов в сухих грунтах (на срок 1...2 года) допускается нанесение только двух или трехслойного праймерного покрытия без слоя нефтебитума.
Для приготовления праймера берется одна часть нефтебитума марки 3 или 4 на три части бензина (по объему). Нефтебитум нагревается до температуры 170...200 °C, хорошо перемешивается. После охлаждения его до 50...70 °C в него наливается бензин, и смесь перемешивается до полного растворения нефтебитума.
Битумная изоляция изготавливается из 85 % битума марки 4 или смеси марок 3 и 5 и 15 % каолина или молотого известняка. Изоляция наносится в два слоя толщиной 1,5...2 мм каждый, с помощью кисти. —
2.2.4. Устройство двухстенных резервуаров
Резервуары, изготавливаемые по ТУ-4034588-097-96. имеют вместимость 40 м3, 20 + 20 м3, 10 + 30 м3, 49 м3, 24 + 25 м3, 10 + 19 + 20 м3, 15 + 34 м3, 25 м3 и предназначены для хранения нефтепродуктов, плотность которых не превышает 1100 кг/м3 (рис. 2.15).
Климатические условия для эксплуатации:
температура наружного воздуха не ниже -40 °C (233 К). ..... ' '
Сейсмостойкость не более 7 баллов.
При усилении дорожного покрытия резервуар допускается устанавливать под проезжей частью с нагрузкой на ось до 12,5 тонн. Резервуар устанавливается в горизонтальном положении с уклоном в сторону люка 1 %. Основные характеристики резервуаров приведены в табл.2.7.
Котлован для установки и монтажа резервуара изготавливается по специальному проекту в зависимости от типа грунта, уровня грунтовых вод и т. д. При засыпке резервуара грунтом необходимо со всех сторон резервуара уложить слой песка зернистостью до 19 мм без острых кромок толщиной минимум 200 мм. Глубина залегания резервуара в грунте до его обечайки 0,8... 1,2 м. При минусовой температуре слой прилегающего грунта должен быть сухим, без включений льда и смерзшихся комков.
Резервуар двухстенный вместимостью 25 м3 предназначен для подземного хранения светлых нефтепродуктов. Герметичность межстенного пространства
5 4
Рис. 2.15. Устройство двухстенного резервуара. f ’
1 - датчик верхнего уровня горючего; 2 - предохранительный клапан системы герметичности резервуара; 3 - кран шаровой линии выдачи; 4 - муфта соединительная линии выдачи; 5 -крышка зачистной трубы; 6 — замерная труба; 7 - люк технологического лаза; 8 - манометр
. системы герметичности резервуара; 9 - кран трехходовой системы герметичности резервуара; 10 - технологический отсек; 11 - сливная труба;
12 — обратный клапан линии выдачи; 13 - заборная труба; 14 - зачистная труба;
15 - линия деаэрации; 16 - дыхательный клапан; 17 - огнепреградитель; ' ' 18 - крышка замерной трубы; 19 - обратный клапан слива.
г Таблица 2.7
Характеристики двухстенных резервуаров
Вместимость резервуара, м3 Длина, мм Диаметр, мм Масса, кг Количество люков
10 5320 1615 2015 2 ..... ... г
20 4530 2525 3755 2 ' ”
25 5530 2500 4135 -. . . 2 • к., .
. . 50 10690 2525 8250 2
“* 60 12670 2525 9810 2 Я
80 12770 2925 13720 I 2
- • 100 15850 2925 15850 2
контролируется путем периодического наблюдения за падением избыточного давления инертного газа в межстенном пространстве резервуара (НБП 111-98). Падение давления определяется при помощи манометра со шкалой не более 0,1 МПа.
5 5
Избыточное давление в межстенном пространстве не должно превышать 0,02 МПа. Порог допустимого падения давления в межстенном пространстве 0,01 МПа. Для предотвращения превышения избыточного давления в межстенном пространстве, на резервуаре установлен предохранительный клапан с порогом срабатывания при повышении давления до 0,03 МПа.
Герметичность межстенного пространства контролируется ежедневно персоналом АЗС при передаче смены с записью в журнале. При обнаружении падения давления до 0,01 МПа проводится опорожнение резервуара и пневматические испытания согласно требований НБП 111-98.
Резервуар наполняется топливом через напорный трубопровод, проложенный под землей. Напорный трубопровод на выходе в технологический отсек имеет пламегаситель, обратный клапан, муфту сливную. Напорный трубопровод должен иметь уклон в сторону технологического отсека резервуарного парка.
Для автоматического обеспечения герметичности системы наполнения, перед сливной муфтой устанавливается обратный клапан. г .
Пламегаситель устанавливается в основании сливной муфты и препятствует проходу в линию наполнения открытого огня в случае его возникновения. Обратный клапан устанавливается в технологическом отсеке линии наполнения и обеспечивает ее автоматическое перекрытие в случае расстыковки с топливной цистерной. Клапан открывается за счет избыточного давления, создаваемого насосом.
Расстояние установки технологического отсека напорной линии от технологических шахт и технологического оборудования АЗС должно составлять не менее 2 м. Электромагнитный клапан напорной линии расположен в технологическом отсеке резервуара на линии наполнения и служит для автоматического перекрытия линии в случае наполнения резервуара до 95 % объема.
Датчик максимального уровня напорной линии устанавливается в технологическом отсеке резервуара и обеспечивает подачу сигнала исполнительному механизму обратного клапана с целью его перекрытия.
Линия выдачи топлива оборудована обратным клапаном типа К0.000.812.М112800ПС с условным проходом 50 мм, срабатывающим под давлением или разрежением, создаваемым насосом, и герметично закрывающимся при неработающем насосе. На выходе из резервуара линия выдачи имеет запорную арматуру, выполненную по ГОСТ 95440 и совмещенную с пламегасителем. Топливопровод заканчивается выходом в кабельный приямок «островка» ТРК. Топливопровод выполнен из полимерных материалов. Пластиковый трубопровод, на протяжении от резервуара до ТРК не имеет разъемных соединений, что обеспечивает его герметичность.Пластиковый трубопровод в технологических отсеках крепится зажимной муфтой, установленной на проходной гильзе, согласно требований НПБ 111-98. Обратный клапан устанавливается в резервуаре в начале линии выдачи на высоте от дна резервуара не более 200 мм. Кран шаровый - для перекрытия линии выдачи при проведении регламентных работ. Пламегаситель устанавливается на входе
5 6
в резервуар с целью защиты его полости от проникновения пламени при аварийных ситуациях.
Резервуары типа 2РТ - двухстенные, стальные, горизонтальные, предназначены для наземного и подземного хранения автомобильных бензинов, дизельного топлива и масел. Климатическое исполнение резервуаров - УХЛ, сейсмическая стойкость - не более 8 баллов. Внутренняя поверхность резервуаров защищается от коррозии с помощью маслобензостойких покрытий типа ХС-5132, наружная - с помощью эпоксидных покрытий типа ХС-717. У -
Резервуары имеют две горловины со съемными крышками для размещения технологического оборудования и доступа внутрь резервуара для возможности очистных и профилактических работ. : :zr.
Конструкция технологических колодцев, устанавливаемых над горловинами, предотвращает попадание атмосферных осадков и грунтовых вод. Все фланцевые соединения выполнены по принципу “шип-паз”. Межстенное пространство заполняется этиленгликолем. Резервуар комплектуется расширительным бачком, емкость которого позволяет компенсировать колебания температуры этиленгликоля от + 35 до -20 °C.
В комплект резервуара входят: !
• сливная труба с ограничителем налива;
• труба замерного устройства; ... .
• Трубы ДЫХатеЛЬНОЙ ЛИНИИ;
• трубы заборной линии; ts . .- .
• расширительный бачок со смотровым стеклом;
• уплотнительные прокладки.
Конструкция резервуара позволяет устанавливать погружной насос.
- 'М-‘-К < -
-U -С’ J л'- ади Л , < -Г;.\ _ -
2.3. Технологические трубопроводы АЗС ; ’
Технологические трубопроводы подлежат проверке на герметичность и прочность в соответствии с требованиями СНиП 3.05.05. -
На технологические трубопроводы должна быть составлена технологическая схема трубопроводов и установленных на них запорных устройств.
Технологические трубопроводы запрещается прокладывать в общих траншеях с газопроводами, пожарным водопроводом, теплопроводами, а также с кабелями высокого и низкого напряжения.
Фланцевые соединения трубопроводов и оборудования должны быть плотно затянуты на прокладках из бензомаслостойкого материала.
Сальниковые уплотнения запорных и других устройств должны регулярно проверяться с добавлением или заменой сальниковой набивки.
Подземные участки коммуникаций и сооружений должны покрываться
5 7
антикоррозийной изоляцией. Наземные участки должны быть окрашены.
Технологические трубопроводы с арматурой, топливораздаточные колонки и сливные рукава должны быть надежно соединены в единую систему заземления.
Одностенные подземные трубопроводы для топлива и его паров следует располагать на глубине не менее 0,4 м в заглубленных лотках, исключающих утечки топлива за их пределы.
При использовании двухстенных трубопроводов типа «труба в трубе» с разъемными соединениями, обеспечивающими раздельную герметизацию внутреннего и внешнего трубопроводов, допускается строительство без лотков.
Технологические трубопроводы, расположенные под землей или в свободном пространстве шахт резервуаров и технологических колодцев, должны удовлетворять следующим требованиям:
• соединения фланцев должно осуществляться по принципу «шип-паз»;
• надежность соединений должна соответствовать требованиям эксплуатационных документов;
соединения должны быть опломбированы и оснащены устройствами, исключающими их саморазъединение;
• запорная и регулирующая арматура, установленная на трубопроводах для легковоспламеняющихся и токсичных нефтепродуктов, независимо от температуры и давления среды должна быть стальной.
Места ввода трубопроводов в резервуары должны находиться выше номинального уровня заполнения их топливом.
На всасывающих трубопроводах топливораздаточных колонок должны устанавливаться обратные клапана для предотвращения перемещения перекачиваемой жидкости в обратном направлении.
Задвижки, краны, вентили и другие запорные устройства должны содержаться в исправности и обеспечивать возможность надежного и быстрого перекрытия трубопроводов. Неисправности в запорных устройствах должны немедленно устраняться.
На запорно-регулирующей арматуре должна быть нанесена нумерация, соответствующая технологической схеме. 1 '*
На запорной арматуре (задвижках, кранах), устанавливаемой на трубопроводах, должны быть указатели крайних положений.
Все технологические трубопроводы должны быть отградуированы согласно Методическим указаниям «Вместимость технологических трубопроводов. Методика выполнения измерений».
В процессе эксплуатации технологических трубопроводов необходимо:
• не допускать повышения давления сверх установленного проектом;
• открывать и закрывать задвижки на трубопроводах с помощью маховиков или специальных ключей, не применяя каких-либо дополнительных рычагов; . . /. :., й. ,
следить, чтобы в трубопровод не попадала вода, во избежание его размораживания.
Осмотр трубопроводов должен проводиться ежедневно. Особое внима
5 8
ние должно уделяться состоянию фланцевых и муфтовых соединений.
Течь горючего из трубопровода и отпотины должны немедленно устраняться путем: :
• постановки аварийных муфт и хомутов;
• сварки (в этом случае трубопровод освобождается от горючего и подготавливается к ремонту);
• подтягиванием болтов или заменой прокладок во фланцевых соединениях с предварительным освобождением трубопровода от горючего;
• ремонта трубопровода с помощью пластмасс на основе эпоксидных СМОЛ. - -
2.4. Средства замера количества горючего
Для измерения количества горючего применяются:
• ме тролиоки;
• рулетки с лотом;
• приборы для измерения уровня; . . . ;
• градуировочные таблицы и резервуары; , , .
• мерники.
На эти средства измерения выдается свидетельство о государственной поверке или ставится клеймо государственного поверителя. Периодичность поверки средств измерения уровня устанавливается эксплуатационными документами, но не реже 1 раза в год.
Метроштоки изготавливают нескольких типов: МШР - метрошток раздвижной (складной), МШС - метрошток составной (неразъемный 1 и 2-го исполнений), МША - метрошток неразъемный алюминиевый.
Метроштоки изготавливают из стальных и алюминиевых холоднокатаных или электросварных труб диаметром 20-25 мм с наконечником из латуни. Основные параметры метроштоков указаны в табл. 2.8.
. , • . • Таблица 2.8
Основные параметры метроштоков
Показатели .... Тип метроштока
МШР МШС-1 МШС-2 МША
Максимальная длина метро-штока в развернутом и фиксированном положении, мм 3500 3500 4500 2000-4500
Длина шкалы, мм 3300 3300 3300 2000 4300
Цена деления шкалы, мм 1 1 1 1 .
Минимальная длина шкалы звеньев, мм 1100 1100 1100 1100
Максимальная масса, кг 2,8 3 4 2,1
5 9
Конструкция метроштока предусматривает возможность:
• замены наконечника;
- крепления водочувствительной ленты;
• сборки и фиксации звеньев (для МШР),
• неразъемного соединения звеньев (для МШС).
Наконечник метроштока должен крепиться без люфта. Основные метрологические характеристики метроштоков должны соответствовать техническим требованиям по ГОСТ 18987. Погрешность общей длины шкалы метроштока и отдельных ее делений при температуре 20 ± 5 °C не должна превышать значений:
• по всей длине шкалы - ±2 мм; .
• от начала до середины шкалы - ±1 мм;
• для сантиметровых делений - ±0,5 мм;
• для миллиметровых делений - ±0,2 мм.
Неперпендикулярность торцевой поверхности наконечника относительно образующей метроштока - не более ± 1°.
Рулетки с лотом (рис. 2.16). Лот - стакан цилиндрической формы с крышкой. На наружной поверхности стакана имеется металлическая линейка, при помощи которой определяют уровень воды на дне резервуара. Характеристики рулеток приведены в табл. 2.9. ' '
. . Таблица 2.9
Технические характеристики рулеток
Показатели : .. Тип рулетки
РЛ-10 РЛ-20
Длина ленты, м 10 20
Диаметр барабана, мм * 50 35
Допустимая погрешность, мм:
на всю длину ± 5 ±5
На 1 СМ ‘л ± 0,5 ±0,5
Масса, кг 0,5 0,25
Метроштоки и рулетки с лотом рекомендуется ежедневно проверять на: внешний вид шкалы, отсутствие на рабочей части забоин и следов коррозии. По окончании измерений метроштоки и ленту вытереть насухо и слегка смазать маслом, хранить в-сухом помещении.
Приборы для измерения уровня. Кроме метроштоков и рулеток с лотами для измерения высоты налива резервуаров, существует целый ряд методов контроля уровня, применение которых определяется свойствами топлив, условиями эксплуатации, требованиями автоматизации и др. Метод контроля обусловливает конструкцию прибора. , :3- . ... . .
По назначению приборы делятся на:
• сигнализаторы, контролирующие предельное значение уровня;
• уровнемеры для непрерывного измерения уровня;
• измерители границы раздела двух сред.
6 о
Рис. 2.16. Мерная рулетка с лотом.
врек Г том
I риод резе] лет. ству деля; вуар norpi симо тат с табл! рово’ дарт;
По принципу действия приборы подразделяются на:
• механические;
• пьезометрические; • ,
• электрические.
Приборы по устройству подразделяются на:
механические - поплавковые уровнемеры с чувствительным элементом, находящимся на поверхности измеряемой жидкости и передающим значение уровня указателю с помощью мерной ленты или троса;
буйковые - имеющие в качестве чувствительного элемента буек, связанный с компенсационным устройством, реагирующим на изменение массы при изменении глубины погружения его в жидкость;
пьезометрические - определяющие уровень жидкости по величине давления воздуха в пневматической трубке;
манометрические - определяющие уровень по давлению пьезометрического столба жидкости, воспринимаемого манометром;
электрические - кондуктометрические, основанные на изменении электропроводности измеряемых сред, применяются в основном для контроля раздела сред;
5 емкостные - использующие различие диэлектрических свойств воздуха и измеряемой жидкости;
радиоактивные - использующие поглощение измеряемой жидкостью д-лучей, излучаемых радиоактивными элементами;
радиоинтерференционные - использующие эффект изменения частоты радиоволн, в зависимости от глубины погружения антенны колебательного контура в измеряемую жидкость;
ультразвуковые - измеряющие уровень по скорости распространения по
зерв)
О
М значе вмест кальн обесп
61
времени ультразвуковых волн в измеряемой среде.
По способу передачи показаний различают уровнемеры с местным отсчетом и дистанционного действия. . т- >: •. ”=”•
Градуировочные таблицы резервуаров - составляются при первичной и периодической поверках согласно ГОСТ 8.346. Межповерочный интервал для резервуаров устанавливается в зависимости от их назначения, но не более 5 лет. Поверка заключается в определении вместимости резервуаров, соответствующей данной высоте наполнения. Методы поверки резервуаров подразделяют на объемный и геометрический. При подземном расположении резервуаров геометрический метод не применяется. Допускаемая относительная погрешность определения объема жидкости при помощи резервуаров в зависимости от класса точности не должна превышать ±1,0 % или ±2,0 %. Результат определения вместимости и градуировки оформляют в градуировочные таблицы. С их помощью определяется объем топлива в резервуарах. Градуировочные таблицы должны быть утверждены и подписаны органами Госстандарта РФ. К градуировочной таблице прилагаются:
• опись деформаций резервуара;
• таблица исходных данных резервуара; :
• расчетная таблица по сантиметровой градуировке горизонтального резервуара;
• акт измерения базовой высоты. ‘
Относительная погрешность градуировки:
0,5 % при классе точности резервуара 1,0; /
1,0 % при классе точности резервуара 2,0.
Мерники. Применяются образцовые и технические в зависимости от назначения и класса точности (рис. 2.17). Кроме того, существуют рабочие меры вместимости (авто- и железнодорожные цистерны, горизонтальные и вертикальные резервуары), которые при выполнении определенных требований и обеспечения заданной точности градуировки могут быть классифицированы
Рис. 2.17. Образцовые мерники.
6 2
как технические мерники или рабочие средства измерения объема.
Для измерения объемного количества нефтепродуктов применяют технические мерники класса точности 2 вместимостью от 5 х10~3- 50 м3 с допустимой относительной погрешностью до 0,5 %.
В качестве рабочих средств измерения объема могут использоваться авто-и железнодорожные цистерны вместимостью до 100 м3, горизонтальные цилиндрические резервуары вместимостью до 100 м3 и вертикальные цилиндрические резервуары вместимостью до 50 000 м3. В зависимости от условий применения и используемой емкости, мерники могут быть переносными (передвижными) и стационарными. Технические мерники подлежат периодической поверке не реже, чем один раз в два года. .. .. . .
Образцовые мерники в зависимости от разряда имеют следующую вместимость, л:
1-ый разряд....... 5, 10, 20, 50, 100, 200, 500, 1000
2-ой разряд....... 5, 10, 20, 50, 100, 200, 500, 1000, 2000, 5000.
Мерники изготавливаются из нержавеющей стали или меди. Образцовые мерники подлежат периодической поверке не реже одного раза в год.
Металлические образцовые мерники рекомендуется ежедневно проверять на:
• отсутствие на корпусе вмятин и нарушений лакокрасочного покрытия;
• наличие маркировки;
• отсутствие подтекания топлива в местах соединений и уплотнений деталей.
Поддержание средств измерений в постоянной готовности к применению, их правильное обслуживание обеспечивают единство и достоверность измерений количества горючего при приеме, хранении и отпуске.
2.5. Средства контроля качества нефтепродуктов
Для контроля качества нефтепродуктов на АЗС применяются: - :
• пробоотборники,
• ареометры (нефтеденсиметры), ;
• водочуствительные пасты или ленты. ,г
Переносной пробоотборник представляет собой цилиндр из цветного металла (бронза) с утолщенным дном и крышкой, вращающейся на оси. В резервуар его опускают на рулетке. На заданном уровне с помощью цепочки (веревки) открывается крышка для заполнения пробоотборника горючим, после чего крышку закрывают с помощью второй цепочки и пробоотборник поднимают. ... Г.- -
6 3
Упрошенный пробоотборник может быть изготовлен своими силами. Он представляет собой бутылку емкостью 0,75 л из толстого стекла, установленную в каркас из цветного металла. Каркас предохраняет бутылку от ударов и обеспечивает ее погружение в горючее. На уровне отбора пробы пробка выдергивается и бутылка заполняется горючим.
Лот-пробоотборник используют для отбора донной пробы. Он представляет собой металлический цилиндр объемом 250 мл. На внешней поверхности цилиндра укреплен держатель для водочувствительной ленты. Внутри цилиндра к днищу приварена трубка, нижний конец которой образует входное отверстие пробоотборника. Сверху пробоотборник закрывается навертывающейся крышкой, на которой имеется кронштейн для крепления рулетки и штуцер для резиновой трубки. Пробоотборник опускают в резервуар до дна, при этом второй конец резиновой трубки должен быть зажат. Когда пробоотборник достигает дна, резиновую трубку разжимают. Горючее через входное отверстие в днище заполняет пробоотборник.
Ареометр (нефтеденсиметр) (рис. 2.18) применяется для измерения плотности жидкости. Применение ареометров основано на законе Архимеда, согласно которому на тело, погруженное в жидкость, действует выталкивающая сила, направленная вертикально вверх и равная весу вытесненной жидкости в объеме погруженной части тела. Ареометр представляет собой стеклянный цилиндрический корпус, который в верхней части заканчивается запаянным стержнем с помещенной внутри градуировочной шкалой плотности, а в нижней части камерой, заполненной балластом из свинцовой дроби. Иногда в ареометр впаивают термометр с ценой деления 1 °C, что позволяет одновременно с измерением плотности определить и температуру горючего, при этом ртутный шарик термометра одновременно является балластом. За счет балласта и симметричной формы ареометр всегда находится в жидкости в вертикальном положении. Современные ареометры выпускаются по ГОСТ 18481, регламентирующему их форму, типы, размеры. Основные характеристики ареометров приведены в табл. 2.10. . .. ...
«?• .. , Таблица 2.10
.-а ; Техническая характеристика ареометров
Тип ареометра Число приборов в наборе, шт. Диапазон измерения плотности, кг/м3 Допускаемая погрешность, кг/м3 Диапазон измерения температуры, °C Допускаемая погрешность, “С.
АНТ - 1 7 650-1070 0,5 -20 . ..+45 0,5
АНТ - 2 5 670-1070 1,0 -20...+40 0,5
АН 14 650-1070 0,5 - -
6 4
‘ -' '.чг5:4 Рис. 2.18. Нефтеденсиметры.
>4 • :!ф>
Ареометры и стеклянные цилиндры рекомендуется ежедневно проверять на:
• отсутствие дефектов на поверхности, где расположена шкала; -
• наличие маркировки. ::-?* .. -
Согласно «Классификации и применению технических средств испытаний нефти и нефтепродуктов» (МИ 2418-97) межповерочный интервал для ареометров типа АНТ один раз в 5 лет.
Водочувствительные ленты и пасты применяют для определения наличия и высоты слоя подтоварной воды в резервуарах, нефтеналивных судах, железнодорожных цистернах и других емкостях. Водочувствительные ленты должны быть только заводского изготовления и удовлетворять следующим требованиям: при 15 °C водочувствительный состав ленты должен полностью растворятся не более чем за 3...5 мин, граница раздела между слоями воды и нефтепродукта должна выделяться на ленте ясно и резко.
Водочувствительные ленты изготавливают шириной 6...7 мм и длиной 50...70 мм из плотной бумаги, покрытой водочувствительным составом, обладающим свойствами растворяться в воде и не растворяться в горючем. Заводские ленты теряют свою чувствительность, главным образом, от действия влаги. Поэтому хранить их следует в плотно закрытых герметичных футлярах, пересыпанных тальком или тонким слоем порошка мела, что предохраняет ленты от склеивания между собой. Качество ленты должно систематически проверяться. При определении подтоварной воды ленту в натянутом виде прикрепляют на конце метроштока. При опускании водочувствительной ленты в вязкий нефтепродукт на поверхности ее может налипнуть слой продукта, который будет препятствовать обнаружению подтоварной воды. Поэтому перед опусканием ленты в резервуар ее рекомендуют смочить керосином. — - ....------
При работе со светлыми нефтепродуктами вместо водочувствительной ленты можно использовать водочувствительную пасту. Пасту наносят тонким слоем 0,2...0,3 мм на лот или нижний конец метроштока полосками с двух противоположных сторон. По сравнению с водочувствительной лентой паста является более быстродействующим средством. Она позволяет за 1...2 мин замерить слой подтоварной воды. Хранят пасту в закрытых банках.
6 б
й п<а гэяуаодоч ~ Хл-9йП Л
•j ш<6Ж4сш.оя даштщм» ЙОТНЭк ЙОН<ЩЭТН.>?
L .1 Wi т&лнпйг.он . -.хллялЭ .'шьщчщ
iKZiXYUGqn1 ’ нщщтыигщ
i юмжта нгщ яшаай oil WilliXySTO
ГЛАВА 3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ АЗС
''5йэ оз зтоовц нцП _• -амкопзн -оижам «та*-лм £.О..А,й мзопз ми
ЩПЯПТОЦГ. кзтоэщац I. „зп йен» лтндэмщ
Й '
3.1. Общие положения
Автомобильные заправочные станции должны эксплуатироваться в соответствии с «Правилами технической эксплуатации», инструкциями и правилами по технике безопасности и пожарной безопасности. Электрооборудование должно отвечать требованиям «Правил устройства электроустановок», а эксплуатация - осуществляться в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».
Техническое обслуживание и ремонт сооружений, оборудования и устройств должны проводиться в сроки и объеме по графикам технического обслуживания и планово-предупредительных ремонтов оборудования и сооружений.
Выполненное техническое обслуживание, ремонт, поверку оборудования необходимо фиксировать в журнале учета ремонта оборудования, а в формуляр оборудования вносить отметку о ремонте и замене агрегатов. В паспорте (формуляре) необходимо вести учет наработки оборудования.
За безопасную эксплуатацию отвечает начальник, мастер или оператор. Контроль осуществляет руководство предприятия.
При эксплуатации КАЗС руководствуются паспортом, инструкцией и «Правилами технической эксплуатации». В паспорт должны быть внесены номер телефона, фамилия и должность лица, ответственного за безопасную эксплуатацию.
Передвижные автозаправочные станции эксплуатируется в соответствии с инструкцией, разработанной на основании следующих документов:
• инструкции по эксплуатации автомобиля, прицепа; ..
• инструкции по технике безопасности и пожарной безопасности для водителей-заправщиков;
• правил технической эксплуатации;
• правил технической эксплуатации электроустановок потребителей;
• правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок по-
jtx WE
6 7
требителей. - ~
Станция эксплуатируется в составе автопоезда и отдельно. Запрещается работа при неисправном автомобиле или прицепе, а также использование ПАЗС как транспортного средства для перевозки горючего.
Лицо, ответственное за эксплуатацию, назначается приказом по предприятию. : л .
3.2. Прием и отпуск нефтепродуктов
.'.''b-Krt.O I TV.0 . н.» ; 1 ГК.0
: ; «г»
Перед сливом горючего оператор обязан: ’
• убедиться в исправности резервуара и его оборудования, технологических трубопроводов и правильности функционирования запорной арматуры;
• измерить уровень горючего в резервуаре для определения остатка и вместимости принимаемого груза;
• убедиться в наличии и исправности средств пожаротушения, правильности заземления автоцистерны и исправности ее сливного устройства;
• принять меры по предотвращению разлива горючего;
• убедиться, что двигатель автоцистерны выключен при сливе самотеком или насосом АЗС;
• прекратить заправку машин из резервуара до окончания слива в него горючего из цистерны;
• проконтролировать уровень наполнения автоцистерны; ц?
• отобрать пробу и измерить температуру горючего в цистерне;
• проконтролировать с помощью водочувствительной ленты (пасты) наличие в автоцистерне подтоварной воды. В случае пломбирования автоцистерны проверяется сохранность пломб.
Результаты измерения температуры продукта в автоцистерне должны быть отмечены в товарно-транспортной накладной и сменном отчете (графа 9 на обороте отчета). ,
Выявленные расхождения между данными в товарно-транспортной накладной и фактическим значением не должны превышать величины, учитывающей объемное изменение продукта при изменении температуры. Объем жидкости при температуре Т °C равен ,ит «
VT = VO(1± РАТ),
где VT - объем при температуре Т °C ; Vo - объем при температуре 20 °C; р - коэффициент объемного расширения горючего (табл. 3.1); АТ - разность температур.
Обозначив через AV изменение объема, вызванное изменением температуры, получим выражение для расчета этого изменения
з*
6 8
И-' ^1: Л ’У' г? ’ • ''У. ' . ..
у, • у .унлизиnj м ay +AV = Уц [3 АТ га^антв^ппож" «>-« эййбвоеаПйтиуфМйкт е;.Ж1^?лкял .ьаус.ипм^мэтав,- ,Moa».eqnТаблица 3 1
Значение коэффициентов объемного расширения
в зависимости от плотности
р Р Р Р Р Р
0,73 0,001151 0,83 0,000845 0,93 0,000632
0,74 0,001130 0,84 0,000824 0,94 0,000612
0,75 0,001108 0,85 0,000803 0,95 0,000592
0,76 0,000997 0,86 0,000782 0,96 0,000572
0,77 0,000974 0,87 0,000760 0,97 0,000553
0,78 0,000953 0,88 0.000739 0,98 0,000534
1 0,79 0,000931 0,89 0,000718 0,99 0,000516
0,80 0,000910 0,90 0,000696 1,00 0,000497
0,81 0,000888 0,91 0,000674 1,01 0,000479
0,82 0,000868 0,92 0,000653 1,02 0,000462
Объем и масса горючего, принятого из железнодорожных цистерн, определяется путем измерения уровня, плотности и температуры нефтепродуктов в цистернах, а также установления наличия подтоварной воды. Отсчет уровня должен проводиться с точностью до 1 мм, плотности - 0,5 кг/м3, температуры - 0,5 °C.
Горючее сливается из цистерн через сливной фильтр самотеком или под напором.
Запрещается принимать горючее на АЗС в случае: '•
• неисправности сливного устройства автомобильной или железнодорожной цистерны;
• отсутствия или нарушения пломбировки железнодорожной цистерны;
• неправильного оформления товарно-транспортной документации.
Горючее, доставленное в автомобильных цистернах, должно быть слито полностью. Оператор должен лично убедиться в этом, осмотрев цистерну после слива.
В процессе приема горючего оператор обязан следить за уровнем продукта в резервуаре, не допуская его переполнения.
При отсутствии расхождения между фактически принятым количеством нефтепродукта с количеством, указанным в товарно-транспортной накладной, оператор расписывается в приеме в накладной, один экземпляр которой оставляет на АЗС, а три экземпляра возвращает водителю, доставившему горючее.
При выявлении несоответствия с товарно-транспортной накладной составляется акт на недостачу, по форме № 12-НП, в трех экземплярах, из которых один экземпляр прилагается к сменному отчету, второй - вручается водителю, доставившему горючее, а третий - остается на АЗС. О недостаче горюче-
6 9
го делается соответствующая отметка на всех экземплярах товарно-транспортной накладной.
При приеме нефтепродуктов, расфасованных в мелкую тару, оператор АЗС пересчитывает количество поступивших мест и проверяет соответствие трафаретов (этикеток) данным, указанным в товарно-транспортной накладной.
Для контроля за поступлением и оприходыванием нефтепродуктов на АЗС ведется Журнал поступивших нефтепродуктов по форме № 24-НП. Страницы журнала нумеруются и скрепляются печатью. Количество листов в журнале заверяется подписью руководства предприятия (фирмы). *
-л
4 * • Л Л-'- г ~ ' Л. АА С- ' ' - - * , -> Л -г;;' •; ‘J S.
3.3. Порядок передачи смены
- 14;
При приеме и передаче смены операторы обязаны:
• снять показания суммарных счетчиков ТРК и определить объем реализации горючего за смену;
• измерить уровни горючего, подтоварной воды и температуру в каждом резервуаре;
• определить объем горючего в резервуарах;
• проверить количество нефтепродуктов в мелкой таре и других товаров;
<1 я: • передать по смене остатки денег и талонов;
• проверить с помощью образцовых мерников фактическую погрешность каждой топливораздаточной колонки.
Топливо из образцового мерника должно сливаться в баки заправляемых транспортных средств. При проведении государственной поверки колонок разрешается сливать горючее из образцовых мерников в резервуары с составлением соответствующего акта. !
Составление сменных отчетов на АЗС. По окончании каждой смены составляется сменный отчет по форме, приведенной в Правилах технической эксплуатации АЗС.
В графе 4 отчета приводятся данные об остатках горючего на начало смены, показанные в графе 15 отчета предыдущей смены.
В графе 5 показывается количество поступивших за смену нефтепродуктов, расшифровка которых приводится в графах 1-9 на оборотной стороне отчета.
В графах 6-9 на основании счетных механизмов ТРК определяется количество отпущенного горючего. Количество, показанное в графе 9, должно быть расшифровано в графах 10-17 оборотной стороны отчета.
На основании проведенных измерений остатка горючего в резервуарах, а также проверки остатков других товаров определяется фактический остаток нефтепродуктов на конец смены, который отражается в графе 14 отчета.
7 0
В графе 15 показывается расчетный остаток нефтепродуктов на конец смены, определяемый как разница между итогами данных по графам 4 и 5 и данными по графе 9. ядаш? . <;г шк *
В графах 16 и 17 приводится результат работы операторов, сдающих смену, - излишек или недостача (разница между данными, приведенными в графах 14 и 15).
Определенная при приеме и сдаче смены с помощью образцовых мерников фактическая погрешность измерения каждой ТРК в процентах и литрах приводится в сменном отчете в графах 18 и 19. При этом если колонка недодает нефтепродукт, то погрешность измерения указывается со знаком «+», если передает - со знаком «-». Погрешность колонок в абсолютных величинах (миллилитрах) определяется по шкале горловины образцового мерника, а в относительных величинах (%) по следующей формуле " "
V -V
5 =---------— х 100,
где Vk - показания отсчетного устройства в литрах; Vm - показания мерника в литрах.
Сменный отчет составляется в двух экземплярах (под копировальную бумагу) и подписывается операторами, сдающими и принимающими смену. Первый экземпляр отчета (отрывной) с приложенными к нему товарно-транспортными накладными, актами приемки нефтепродуктов, документами, подтверждающими сдачу наличных денег, и другими документами представляется в бухгалтерию предприятия (фирмы), а второй экземпляр - остается в книге сменных отчетов на АЗС и является контрольным для операторов смен.
Сделанные в сменных отчетах исправления заверяются подписями оператора и главного бухгалтера или по его поручению другим работником бухгалтерии.
Излишки и недостачи нефтепродуктов (по видам и маркам), выявленные в результате фактической погрешности измерений ТРК по сменным отчетам, учитываются бухгалтерией по каждой смене в контрольно-накопительной ведомости в течение межинвентаризационного периода. На дату проведения инвентаризации проводится подсчет итогов погрешности и определяется результат в сальдированном виде.
Водители - заправщики передвижных АЗС сменный отчет составляют ежедневно и с приложением соответствующих документов в установленное время представляют его в бухгалтерию.
3.4. Контроль качества горючего
При приеме горючего (до слива их в резервуары) необходимо затребовать от транспортных организаций сопроводительную документацию:
• товарно-транспортную накладную;
• паспорт качества, информацию о сертификате соответствия и другую
7 1
документацию, предусмотренную условиями договора. Ж
Оператор обязан проверить1. '
• соответствие номера автомобильной цистерны номеру, указанному в товарно-транспортной накладной;
техническую исправность цистерны; ' *Л ’
• наличие и исправность пломб отправителя груза (если пломбировка оговорена в сопроводительной документации);
• наличие паспорта качества на поступивший нефтепродукт и информацию о сертификате соответствия.
Информация о наличии сертификата соответствия на нефтепродукт передается в виде:
• сертификата соответствия или его заверенной копии; • i;
• «Знака соответствия при обязательной сертификации» по ГОСТ Р 50460, проставленного изготовителем нефтепродукта на выданном им паспорте качества;
• копии этого паспорта, заверенной оригиналом печати и подписью ответственного должностного лица организации, сделавшей копию.
• соответствие лабораторных показателей требованиям нормативно-технической документации на нефтепродукт;
• наличие подписей, печатей, штампов. - кяйтчь '
При обнаружении отклонений от нормы довести информацию об отклонениях до сведения руководства.
Перед сливом поступившего горючего в резервуары необходимо:
• отобрать контрольную пробу горючего по ГОСТ 2517; ; ' г
• определить полноту заполнения горючим автомобильной цистерны;
• проверить наличие подтоварной воды.
Пробу горючего из автомобильной цистерны отбирают переносным пробоотборником с уровня, расположенного на высоте 0,33 диаметра цистерны от нижней внутренней образующей.
Донную пробу горючего отбирают переносным металлическим пробоотборником.
Пробу горючего одной марки для нескольких цистерн отбирают из каждой четвертой цистерны, но не менее чем из двух цистерн, по выше изложенной методике.
Объединенную пробу для цистерн, отправляемых в один пункт назначения, составляют смешением точечных проб пропорционально объему продукта в цистернах.
Донную пробу из транспортного средства отбирают следующим образом: пробоотборник опускают на днище резервуара, извлекают пробку и выдерживают его до заполнения. Заполненный пробоотборник поднимают и сливают пробу в подготовленную тару.
В отобранной пробе определяется плотность при 20 °C, фактическая температура и визуально - цвет, прозрачность, содержание воды и механических примесей. Цель приемо-сдаточного анализа - определить, что нефтепродукт
7 2
за время транспортировки не утратил качества, указанного в документах отправителя.
Объединенную пробу горючего делят на две равные части. Одну часть пробы анализируют, другую - хранят опечатанной на случай разногласий в оценке качества.
Бутылки с пробами должны быть герметично закупорены пробками или винтовыми крышками с прокладками, не растворяющимися в горючем. Горловину закупоренной бутылки обвертывают полиэтиленовой пленкой или другим плотным материалом, обеспечивающим сохранность пробы, и обвязывают бечевкой, концы которой продевают в отверстие этикетки. Концы бечевки пломбируют или заливают сургучом на пластине из плотного картона и опечатывают. Допускается приклеивать этикетку к бутылке.
На этикетке указывается: . тс» •
• номер пробы по журналу учета; Я
• наименование или марка горючего; -е1. ээрдт згооп
• наименование предприятия-поставщика;
• высота налива;
• номер партии, единицы транспортной тары, цистерны; , ,
• дата, время отбора;
• срок хранения пробы;
• обозначение стандарта или технических условий на горючее;
• должности и фамилии лиц, отобравших пробу.
Пробы хранят в шкафу или ящике с гнездами из несгораемого материала.
На случай разногласий в оценке качества горючего пробы хранят в течение 45 суток со дня отгрузки.
В случае обнаружения нестандартности горючего после его слива в резервуар претензии к поставщику предъявляются на основании арбитражного анализа. Резервуар с нестандартным горючим необходимо опечатать в присутствии представителей заинтересованных сторон в соответствии с ГОСТ 2517 отобрать пробу нефтепродукта и отправить ее в независимую лабораторию для проведения арбитражного анализа.
Основанием для предъявления претензий поставщику являются:
• отсутствие паспорта качества или информации о сертификате соответствия;
• обнаружение недостачи горючего; -- уу.
• наличие воды и механических примесей в горючем;
• несоответствие горючего по цвету, прозрачности или другим показателям качества. a srayb
Отпуск горючего проводится при наличии паспорта качества, оформленного в соответствии с «Рекомендациями по контролю качества нефтепродуктов в системе нефтепродуктообеспечения». Нефтепродукты, подлежащие отпуску потребителям, должны полностью соответствовать по своему качеству требованиям ГОСТ (ТУ), по которому они были изготовлены.
Сохранение качества нефтепродуктов на АЗС достигается проведением следующих мероприятий:
7 3
• подготовкой резервуаров для приема горючего в соответствии с требованиями ГОСТ 1510;
fi • обеспечением чистоты и исправности сливных и фильтрующих устройств, топливо- и маслораздаточных колонок;
зачисткой резервуаров согласно графику не реже одного раза в 2 года с составлением акта о зачистке; й
• осуществлением контроля за своевременной поверкой измерительных приборов, калибровкой резервуаров и наличием градуировочных таблиц;
• проверкой качества горючего при хранении посредством отправки пробы для контрольного анализа в лабораторию, с которой заключен договор;
• приобретением НТД, приборов и принадлежностей для контроля качества.
Точечные пробы горючего из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм отбирают переносным пробоотборником с трех уровней: ;
верхнего - на 200 мм ниже поверхности горючего; ! ' .
среднего - с середины высоты столба горючего; - '-’ Г
нижнего - на 250 мм выше нижней внутренней образующей резервуара. Объединенную пробу составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:6:1.
Точечные пробы нефтепродукта из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее 2500 мм независимо от степени заполнения, а также из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм, но заполненного до половины диаметра и менее, отбирают с двух уровней;
среднего - с середины высоты столба жидкости; г'зТ’ * '
нижнего - на 250 мм выше нижней внутренней образующей резервуара.
Объединенную пробу составляют смешением точечных проб среднего и нижнего уровней в соотношении 3:1.
При высоте уровня нефтепродукта менее 500 мм отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня.
По требованию потребителя из горизонтального цилиндрического резервуара донную пробу нефтепродукта отбирают переносным металлическим пробоотборником.
3.5. Эксплуатация топливо- и маслораздаточных колонок
3.5.1. Условия эксплуатации и контроль
Особенности эксплуатации вызваны большой загруженностью, требованиями высокой точности отпуска горючего и пожарной безопасности.
7 4
В среднем по Российской Федерации на одну топливораздаточную колонку приходится до 1000 т реализуемого горючего в год. Остановка колонки даже на непродолжительное время вызывает значительные простои автотранспорта под заправкой.
Для предотвращения срывов в заправке необходим своевременный и качественный уход за колонками и их техническое обслуживание.
Точность выдачи доз топлива через колонку должна быть в пределах ±0,4 % от отпущенного количества.
Операции с горючим представляют опасность в пожарном отношении, поэтому высоки требования по герметизации оборудования.
Важным моментом поддержания колонок в исправном состоянии является содержание их в чистоте. В процессе работы необходимо следить за герметичностью колонки, наблюдать за потоком горючего через индикатор и за работой разового и суммарного счетчиков. При обнаружении неисправностей следует остановить колонку и устранить дефекты.
В процессе эксплуатации колонки подвергаются механическому износу и коррозии. Механически изнашиваются трущиеся детали насосов и счетчиков жидкости, счетные устройства, раздаточные краны и т. п. Основным условием уменьшения износа деталей является регулярная смазка трущихся поверхностей. Коррозия возникает в результате воздействия атмосферных осадков и агрессивных компонентов горючего на незащищенные места деталей, при нарушении окраски или гальванических покрытий. Коррозионному износу подвергаются детали счетных механизмов и наружные части узлов и корпуса колонки.
Другой причиной выхода колонок из строя являются поломки пружин, вилок, осей, подшипников и трещины в литых деталях.
Сроки службы колонок зависят от правильной организации технического обслуживания и своевременного ремонта.
Горючее отпускают только после проверки технического состояния заправочных колонок, исправности пломб и точности измерений с помощью образцовых мерников.
При внешнем осмотре колонок проверяют:
• правильность подключения всех выводов электродвигателя к сети и надежность контактов соединительных проводов; .
• крепление электродвигателя к корпусу колонки;
• правильность сопряжения валов электродвигателя и насоса; к
• .я >.
• свободное вращение насоса вручную и отсутствие стука;
• наличие смазки в подшипниках;
• заземление электродвигателя и раздаточного рукава с краном.
Если привод насоса осуществляется через клиновой ремень, то проверяют натяжение и установку ремня. Во избежание загазованности рабочего места все соединения внутри корпуса колонки, раздаточные рукава, клапаны, краны и фланцевые соединения труб проверяются на герметичность.
7 5
После монтажа колонки первая проверка электродвигателя производится без нагрузки, для этого двигатель отключается от насоса. Цель пробного пуска - убедиться в исправности механической части. После пробного пуска и устранения замеченных недостатков следует произвести второй пуск под нагрузкой, с насосом, на нормальном режиме работы. Перед первым пуском и после длительного бездействия колонки необходимо залить топливом насос-моноблок через отверстие в корпусе фильтра. При пробном пуске проверяют контрольно-измерительные приборы, герметичность всех соединений и сальниковых уплотнений, фильтрующие элементы, работу счетчиков суммарной и разовой выдачи горючего. iMTo-rji я
При осмотре насоса-моноблока проверяют: крепление всех его соединений; соединение насоса с электродвигателем, обеспечивающее соосность, а также осевой зазор между валами насоса и электродвигателя. Вал насоса, соединенный с электродвигателем, должен легко проворачиваться от руки.
В раздаточных кранах поверяют -.
• надежность открытия клапана; Тщ rt,. !f>, щ
’НК- фиксацию клапана в открытом положении и его закрытие; •»; ж-*-./г
• надежность соединения крана с рукавом.
Если обнаружены неисправности, при осмотре, то они устраняются.
Погрешность показаний ТРК не должна превышать указанной в технической документации. Обычно это ±0,25 ,0,4 % от фактического объема жидкости, протекающего через колонку. Все механизмы, показывающие точность измерения и суммарного учета выданного топлива, пломбируются. Схема пломбирования счетчика и счетного устройства показывается в эксплуатационной документации. Категорически воспрещается эксплуатировать колонку с превышением погрешности измеряемого объема.
Техническое обслуживание колонок проводят без вскрытия опломбированных механизмов. Следует предотвращать появление течи топлива и подсоса воздуха.
Не реже чем один раз в неделю следует промывать сетки фильтра, а при снижении производительности - чаще. «eW:
^ Смазку в подшипниках электродвигателей при нормальных условиях работы сменяют через 2000-4000 ч работы, но не реже одного раза в год. Перед набивкой свежей смазки подшипники должны быть тщательно промыты. Камеру подшипника заполняют смазкой на 2/3 ее объема. Шарикоподшипники насосов смазывают тугоплавкой смазкой УТВ (1-13) или ЦИАТИМ-201.
Необходимо в процессе работы следить за герметичностью сальников насоса и счетчика жидкости, чистотой топлива и масел, поступающих в колонки, так как посторонние твердые частицы могут повредить или заклинить счетчик жидкости и тем самым вывести колонку из строя. В силу указанного, необходимо следить за состоянием фильтра колонки, засоряющегося механическими частицами. .- ? - г. ,
Колонка работает с постоянно заполненным раздаточным рукавом. От
7 6
сечной клапан раздаточного крана при неработающей колонке не должен допускать течи и даже капель.
. Электродвигатели, пусковую аппаратуру и прочие электрические устройства осматривают и налаживают не реже одного раза в год. Профилактические осмотры электропроводок проводятся:
• при открытой прокладке изолированных проводок на роликах или изоляторах - один раз в месяц; г » . ири.'Зоэдь;
• при скрытой прокладке осмотр соединительных коробок - один раз в три месяца;
• при прокладке проводов в изолированных трубках с металлической оболочкой - один раз в три месяца;
• при открытой прокладке освинцованных проводов - один раз в три месяца;
. • при прокладке проводов в стальных газовых трубах - один раз в три месяца.
Ремонтировать электрооборудование можно только при отсутствии напряжения в электрической цепи. Электрическое оборудование (электродвигатели, магнитные пускатели, выключатели, штепсельные розетки) не перегружаются током выше допустимого значения, указанного на них или в их документации. У магнитных пускателей, рубильников и предохранителей осветительной и силовой сети наносятся четкие надписи с наименованием присоединения и указанием величины номинального тока.
Однопроволочные провода сечением до 10 мм2 и много проволочные провода до 2,5 мм2 присоединяются к токоприемникам без наконечников; однопроволочные провода сечением более 10 мм2 и многопроволочные провода более 2,5 мм2 снабжаются наконечниками. На находящихся в эксплуатации электрических измерительных приборах должны быть клейма государственного поверителя.
Один раз в год измеряют сопротивления изоляции электрической сети. Сопротивление изоляции вновь смонтированных или прошедших капитальный ремонт элементов электрических сетей на участках между двумя сменными предохранителями должно быть не менее 1000 Ом на каждый вольт рабочего напряжения. Сопротивление в 500 Ом и менее считается недостаточным. При измерении сопротивления изоляции в силовых цепях приемники электроэнергии отключаются. .! -- '
При эксплуатации нужно твердо помнить, что электродвигатели, выпущенные на двойное напряжение 220/380 В, можно включить в сеть 220 В только при соединении обмоток статора в треугольник, а в сеть 380 В - при соединение обмоток статора в звезду. Нарушение этого правила может привести к повреждению электродвигателя.
Не допускается устанавливать рубильники в среде, насыщенной парами, пылью, в местах не защищенных от атмосферных осадков, брызг воды, а также во взрывоопасной среде. 1
7 7
3.5.2. Монтаж ^''Л^?да^;0'*^-»?«|);-;в1в>ШЭ!ЙНеЛии-><ЛК’й-:ГаЦ4 -* • - «>.
Монтаж раздаточных колонок сводится к закреплению их на фундаменте, присоединению всасывающих и сливных трубопроводов и подключению к источнику электроэнергии.
Колонки монтируют в соответствии с проектом, согласованным с пожарной охраной и с соблюдением требований техники безопасности. Общие требования при монтаже:
колонку устанавливают строго по вертикали, устойчиво, без вибрации при покачивании ее рукой;
трубопроводы колонки соединяют с всасывающей и сливной линиями фланцами (муфтами), без подсоса воздуха из атмосферы;
всасывающий и сливной трубопроводы должны иметь минимальное количество изгибов, увеличивающих потери в местных сопротивлениях;
колонки должны быть достаточно освещены для работы в ночное время.
Как правило, колонки поступают в заводской упаковке, с магнитными пускателями и фундаментными болтами. Монтаж проводят после проверки комплектности колонки и целостности стекол на ней.
Перед монтажом снимают облицовку колонки. Для этого на передней дверке откидывают шторку, ключом открывают замок и снимают дверь. Затем ослабляют крепления и снимают заднюю стенку. При монтаже необходимо следить за чистотой труб. Всасывающий трубопровод опрессовывают под давлением 0,3 МПа, а на конец его, находящийся в резервуаре, ставят приемный клапан в 200 мм от дна. Трубопровод укладывают с уклоном не менее 2° в сторону резервуара.
Подводка электроэнергии к колонке должна отвечать требованиям взрывозащищенного оборудования. Вся подводящая электропроводка прокладывается в газовой трубе, заканчивающейся при вводе в колонку воронкой, заливаемой битумом.
Рубильник и магнитный пускатель монтируются вне колонки в здании АЗС. - ’нт* "Л ,?
Корпус колонки, электродвигатель и пусковое устройство надежно подключают в общий контур заземления оборудования.
Электродвигатель соединяют с электросетью бронированным кабелем с наружным диаметром 12 мм. Оболочку кабеля заземляют при помощи заземляющего болта внутри коробки выводов. Броню кабеля заземляют наружным болтом. Жилы питающего кабеля надежно соединяют с выводами обмотки статора электродвигателя. Предварительно проверяют соответствие напряжения и частоты тока в сети напряжению и частоте, указанным в паспорте электродвигателя. Проверяют правильность соединения выводных кон-
7 8
цов. Болты крепления подшипников, щитов, коробки выводов, крышки и гайки сальника коробки выводов затягивают до отказа. . .
После монтажа колонку осматривают, проверяют электрооборудование, заземление и соединения гидросистемы. Затем устанавливают и крепят облицовку колонки.
Особенности монтажа маслораздаточной колонки и насосной установки: • насосная установка монтируется в непосредственной близости от резервуара с маслом в помещении, обеспечивающем температуру не ниже +17 °C;
• место расположения насосной установки должно обеспечить минимальную высоту всасывания и устойчивую работу при температуре + 8 °C;
• гидравлическая система заполняется маслом, для чего: вывернуть пробку из тройника всасывающего трубопровода и залить масло;
‘завернуть пробку на тройнике и вывернуть пробку на фильтре на 2...3 оборота, включить установку до поступления из фильтра чистого без пузырьков воздуха масла, и завернуть пробку.
После монтажа маслораздаточную колонку проверяют на герметичность, точность отпуска масла и производительность.
3.5.3. Подготовка и порядок работы на топливораздаточных колонках
Подготовка к работе:
• надеть клиновой ремень на шкивы насоса и электродвигателя и установить достаточное натяжение ремня при усилии 4-5 кг, ремень должен прогнуться на 10-15 мм;
• нажать на кнопку «Пуск» и убедиться в правильном вращении шкивов -направление вращения указано стрелкой на шкиве; "у
• нажать на кнопку «Стоп» и остановить электродвигатель;
• отвернуть верхний болт фильтра, снять крышку и залить горючее до уровня 2/3 емкости фильтра;
• закрыть крышку, установить скобу, затянуть болт, обеспечив герметичность соединений;
• включить колонку на одну минуту и убедиться в исправной работе насоса, счетчика жидкости, счетного механизма и раздаточного крана. Горючее сливать в отдельную емкость, так как в процессе пуска происходит расконсервация гидравлической системы.
При пробном пуске следует учитывать, что суммарный указатель показывает нарастающий итог выдачи горючего и в исходное положение не возвращается. Обслуживающему персоналу необходимо проверить герметичность мест соединений и уплотнений и заполнение гидравлической системы горю-
7 9
чим. В случае подтекания топлива устранить течь. .... ... дашэдида ,-ЭИ
Перед началом работы необходимо проверить правильность отпуска топлива колонкой в образцовые мерники 2-го разряда вместимостью 10,50 литров; Предел допускаемой основной погрешности показаний не должен превышать значений указанных в эксплуатационной документации. Мерники должны иметь клеймо Государственной поверки.
Порядок отпуска горючего:
• установить нулевое показание на отсчетном устройстве;
• опустить раздаточный кран в горловину топливного бака; .
• включить электродвигатель;
• открыть раздаточный кран;
• выдать требуемое количество топлива, наблюдая за показаниями отсчетного устройства; .
• закрыть раздаточный кран; .vn-.., ,-s л •
• выключить электродвигатель. ' :тт.г< •<
Работа колонки при закрытом раздаточном кране более трех минут не допускается, так как это ведет к перегреву электродвигателя и выходу его из строя.
После окончания выдачи топлива раздаточный кран установить на кронштейн. “ЬИх' - 'lL : - - ••
, и ОЖ ьн „• ж г - о •'
3.5.4. Подготовка и порядок работы на маслораздаточных колонках упкИ*’-- H f ’ЛООКЦ U ШаднН
Подготовка к работе:
• заполнить гидравлическую систему маслом и удалить воздух; для этого следует вывернуть пробку из тройника всасывающего трубопровода и залить масло, lo nil;, .?'*. Лжу;' <
• завернуть пробку и отвернуть на 2-3 оборота пробку фильтра;
• включить насосную установку;
• после того, так масло пойдет ровной струей, без пузырьков воздуха, т. е. после заполнения гидравлической системы маслом электрический двигатель автоматически выключается;
• удалить воздух из счетчика, для чего: снять крышку маслоколонки и вывернуть на 3-4 оборота пробку, расположенную в вертикальной плоскости блока между двумя верхними цилиндрами; после того, как масло без воздуха пойдет, пробку завернуть. При закрытом запорном клапане раздаточного крана давление в системе не должно падать;
• включить колонку и убедиться в исправной работе насоса, счетчика и раздаточного крана.
При пробном пуске следует учитывать, что суммарный счетчик показывает нарастающий итог отпущенного масла и возврату в исходное положение
80
не подлежит.
Обслуживающему персоналу необходимо проверить места соединений и уплотнений и в случае подтекания масла устранить течь. ./ - .;• .
Запрещается эксплуатировать колонку с погрешностью счетчика более нормы установленной эксплуатационной документацией.
_ ««вдйдаЗДгргъ «tSCui « : лыыижяш
Порядок отпуска масла: ,
• установить нулевое положение счетчика;
• вынуть раздаточный кран из отверстия корпуса колонки и вставить его наконечник в заливную горловину агрегата. Нажатием на рукоятку раздаточного крана открыть запорный клапан и произвести заправку;
• контроль за количеством выданного масла осуществляется наблюдением за показаниями стрелок счетного устройства.
• электродвигатель останавливается автоматически после отпуска нужной дозы и закрытии запорного клапана.
• после окончания выдачи масла раздаточный кран вставить в отверстие облицовки колонки.
3.5.5. Техническое обслуживание нгадма дииагиомю юю п
' ' МП';ШКТЯЯ
Техническое обслуживание колонок на АЗС можно подразделить на ежедневное, профилактическое и сезонное.
Износ различных деталей оборудования является основной причиной нарушений в работе топливо- и маслораздаточных колонок. Серьезные нарушения могут произойти по причине коррозии металла. Износ происходит неравномерно и может быть определен по падению производительности, нарушению тарировки, изменению показаний счетного устройства.
Технически обоснованных норм износа оборудования нет, но опыт эксплуатации показывает, что в зависимости от количества прокаченного через ТРК топлива и времени эксплуатации можно установить некоторые межремонтные нормы (табл. 3.2).
Таблица 3.2
Межремонтные нормы эксплуатации оборудования 1- :
Наименование оборудования Межремонтная норма
ТЫС. л лет
Насосы 4.. < путwy - ' ч- Счетчики Счетные устройства Газоотд елитель Раздаточные краны и рукава Электродвигатели : . Индикаторы Всасывающие клапаны 700-1200 2000-2500 8100-9000 10000 1800 1500-3000 w w 1 II 1 1 ЮН
Указанные нормы позволяют организовать обслуживание и ремонт колонок по планово-предупредительной системе. '-ши с- чоЧйЧуА
Техническое обслуживание колонок - это комплекс технологических операций, имеющих целью предупредить неисправности, что достигается периодическим контролем за чистотой и состоянием отдельных деталей, узлов и агрегатов и их своевременным креплением, регулировкой и смазкой.
Техническое обслуживание обеспечивает высокопроизводительную работу АЗС, уменьшает потребность в ремонтах, удлиняет срок службы, сокращает расход запасных частей и поддерживает оборудование в технически исправном состоянии. ’ .
Ежедневное обслуживание предусматривает:
внешний осмотр:
правильность подключения выводов электродвигателя к сети и надежность их контактов с соединительными проводами; •
• крепление электродвигателя к корпусу колонки;
• правильность сопряжения валов электродвигателя и насоса;
- • свободное вращение ротора насоса вручную и отсутствие стука;
• наличие смазки в подшипниках; : щ
• заземление оборудования. . . . -
Во избежание загазованности рабочих мест, соединения внутри корпуса колонки, раздаточные рукава, клапаны, краны и фланцевые соединения труб проверяются на герметичность.
При осмотре насоса-моноблока проверяют:
• крепление его соединений;
• соосность и осевой зазор между валами насоса и электродвигателя; вал насоса должен легко проворачиваться от руки.
В раздаточных кранах поверяют: и. ..
• надежность открытия клапана; А АЛ
• фиксацию клапана в открытом положении и его закрытие;
• надежность соединения крана с рукавом.
Обнаруженные при осмотре неисправности устраняются.
содержание в чистоте, для чего при приеме смены и в процессе работы необходимо протирать сухой ветошью корпуса колонок и защитные стекла циферблатов и индикатора, убирать территорию заправочных островков;
проверку колонок на исправность работы и на точность отпуска путем пробного пуска и замера доз образцовым мерником; '"А~.А'
контроль в процессе работы за правильностью показаний разового и суммарного счетчиков, счетных механизмов, за состоянием электродвигателя и электропроводки, за прохождением потока жидкости через стекло индикатора;
уборку внутренних коммуникаций колонки и наружной поверхности.
8 2
В ежедневное обслуживание колонок входит заливка насоса топливом в случае длительной остановки. При обнаружении неисправностей (нарушение показаний счетного устройства, течь топлива, наличие пузырьков воздуха в топливе при прохождении его через индикатор, понижение производительности или повышенный шум механизмов) оператор обязан немедленно остановить колонку, отключить ее от электросети и сделать соответствующую запись в журнале ремонта оборудования. Техническое обслуживание осуществляется без вскрытия опломбированных механизмов.
Профилактическое обслуживание включает: .. (
• очистку фильтров колонок и замену сеток: один раз в неделю следует промывать сетки фильтра, а при снижении производительности, - чаще; фильтр с тонкостью фильтрования 100 мкм следует осматривать и промывать после выдачи 1 000 000 л топлива; фильтрующие элементы газоотделите-ля с тонкостью фильтрования 20 мкм заменяются после отпуска 200000 л топлива.
• проверку работы насоса на: производительность, крепление, течи в соединениях, исправность лопаток и подшипников, соединение с электродвигателем; л..<4... /’П л ОЙН'.-ЩадЕЗГ -
• проверку работы газоотделителя: замену поплавков и устранение течи в соединениях;
• проверку и чистку счетчика; замена манжет и прокладок: манжеты поршней счетчика заменяют при потере точности отпускаемых доз, гильзы очищают от смолистых отложений, внутреннюю полость корпуса промывают бензином.
• проверку работы раздаточного рукава и крана: отсчетного и ручного клапана; подтяжка сальника, проверка заземления, устранение течи; ' \
• осмотр индикатора, устранение течи и чистку: проверяют прозрачность и крепление стекла;
• проверку работы электродвигателя: заземление, центровка с валом насоса, натяжение ремня; чистка от пыли и грязи, смазка подшипников; чистка контактов; смена смазки в подшипниках через 2000-4000 ч работы или 15 000 000 л отпущенного топлива, но не реже одного раза в год; промывка подшипников керосином или бензином с добавкой 5 % трансформаторного масла и заполнение камеры подшипника на 2/3 ее объема тугоплавкой смазкой У ТВ (1-13) или ЦИАТИМ-201;
• проверку состояния пломбировки узлов колонки представителем Госстандарта.
Колонка работает с постоянно заполненным раздаточным рукавом. Отсечной клапан раздаточного крана при неработающей колонке не должен допускать течи и даже капель.
Электродвигатели, пусковую аппаратуру и прочие электрические устрой
8. Э
ства осматривают и налаживают не реже одного раза в год.
Профилактические осмотры электропроводок: • .= •«•
• при открытой прокладке на роликах или изоляторах - один раз в месяц;
• при скрытой прокладке - один раз в три месяца;
• при прокладке проводов в изолированных трубках с металлической оболочкой - один раз в три месяца; " ’
• при открытой прокладке освинцованных проводов - один раз в три месяца;
• при прокладке проводов в стальных газовых трубах - один раз в три месяца. ! . .. .
Ремонтировать электрооборудование можно только при отсутствии напряжения на данном участке электрической цепи.
Сезонное обслуживание колонок предусматривает все работы по ежедневному и профилактическому обслуживанию и, кроме того: ‘ ‘
• очистку и замену смазки трущихся поверхностей и подшипников;
• разборку и очистку всех коммуникаций;
• окраску внутренних коммуникаций и наружной облицовки;
• исправление помятостей корпуса, подгонку передних и боковых стенок И крышки; »
• проверку регулировки клапанов и тарировку счетчика жидкости; счетное устройство необходимо очищать и смазывать два раза в год при подготовке к работе в зимних и летних условиях. Для этого счетное устройство снимется с колонки и без снятия пломбы промывается бензином с добавкой 5 % трансформаторного масла и смазывается смазкой МВП.
Для поверки и опломбирования счетного механизма и счетчика жидкости колонка предъявляется местным органам Госстандарта.
Ежедневное техническое обслуживание проводится по потребности, но не менее одного раза в сутки; профилактическое - после прокачки 200 000 л топлива, но не реже одного раза в месяц; сезонное-два раза в год с целью подготовки колонки к эксплуатации в зимних и летних условиях.
Ремонт оборудования фиксируется в журнале или оформляется актом.
При эксплуатации топливо- и маслораздаточных колонок обслуживающий персонал обязан: if<< ‘
• соблюдать правила пожарной безопасности и требовать их соблюдения от водителей автотранспорта;
• постоянно следить за исправностью и нормальной работой колонок;
• проверять техническое состояние оборудования, точность работы счетчика жидкости и указателей разового и суммарного отпуска.
При эксплуатации маслораздаточных колонок с насосной установкой, кроме того, необходимо:
8 4
• следить за качеством масла в резервуаре, для чего в заливной горловине резервуара установить фильтр; не допускать образования пены за счет подсоса воздуха в гидравлической системе;
• не реже одного раза в три месяца промывать фильтры тонкой и грубой очистки всасывающего клапана насосной установки;
• следить за наличием воздушной подушки в гидравлическом аккумуляторе, так как при ее отсутствии электродвигатель будет самопроизвольно включаться и выключаться.
• проверять затяжку всех винтовых соединений автовыключателя и следить за его чистотой; { .
Наряду с профилактическим и сезонным обслуживанием колонок на АЗС проводятся следующие работы:
• осмотр трубопроводов, соединений и вентилей и устранение течи горючего; I. :
• осмотр сливного устройства, огневого предохранителя и дыхательного клапана;
• очистка отстойника сливного фильтра и сетки;
• проверка всасывающих клапанов на герметичность, протирку и чистку сетки; г - । . ;
• подтяжка болтов крепления фланцев и крышек резервуара; , ’>
• проверка работы пульта дистанционного управления; регулировка, очистка от пыли и грязи;
• проверка выключателей, розеток и смена предохранителей; 1,г °' с
• осмотр электроосветительной арматуры, смена перегоревших электролампочек; ..
• осмотр и поверка измерительных приборов; .
• осмотр и проверка пожарного инвентаря.
3.5.6. Устранение неисправностей
Обслуживающий персонал должен знать возможные неисправности колонок и способы их устранения.
Неисправности можно разделить на две группы:
1 • связанные с нарушением регулировки, устраняемые на месте;
• связанные с износом, устраняемые путем замены деталей (агрегата) и ремонта.
Основные неисправности колонок и способы их устранения приведены в табл. 3.3 и 3.4.
.кмул эд<; Таблица 3.3
Возможные неисправности топливораздаточных колонок и
— .— - ----- — способы их устранения - < -
Неисправность Возможная причина Способ устранения
1 2 3
Производительность колонки меньше номинальной 1. Ослабла пружина перепускного клапана. 2. Зависание одной-трех лопаток ротора насоса. 3. Износились торцы лопаток ротора насоса. 4. Износились ротор, крышки и корпус насоса. 5. Износ рабочего колеса. 6. Засорилась сетка фильтра. Подтянуть пружину или заменить. Промыть лопатки и проверить свободное движение их в пазах. Заменить лопатки. Заменить детали на новые или восстановить изношенные детали. Заменить рабочее колесо. Промыть стакан фильтра.
После непродолжительной остановки колонка не засасывает топливо Не работает приемный клапан резервуара . Промыть и притереть седло к клапану, а в случае шарикового клапана, выровнять кромку и притерать шарик.
Насос внезапно прекратил подачу топлива Лопнула пружина перепускного клапана Заменить пружину
Заклинило насос Рассыпался шарикоподшипник Заменить шарикоподшипник
В индикаторе проходят пузырьки воздуха и газа 1. Негерметичность во всасывающем трубопроводе. 2. Засорилось отверстие в штуцере газоотделителя. Проверить герметичность всасывающего трубопровода и устранить неисправность. Прочистить отверстие.
Не держится уровень топлива в индикаторе Неисправен верхний обратный клапан Подогнать, а в случае необходимости заменить тарелку клапана, проверить плотность ее прилегания к седлу.
Погрешность выдаваемой дозы топлива превышает допустимую Нарушена регулировка счетчика жидкости Провести тарировку колонки.
Колонка передает топливо, не тарируется «а; 1. Сработалось зеркало золотника. 2. Износились уплотнительные поршневые манжеты. 3. Износились овальные шестерни. Выровнять сопрягающиеся плоскости и притереть. ; Заменить манжеты. Заменить шестерни на новые.
Вал счетчика жидкости вращается, а счетное устройство не работает 1. Нарушено соединение муфты счетчика жидкости и счетного устройства (сломан или выпал штифт муфты). Поставить штифт
8 6
Продолжение табл. 3.3
1 2 3
2. Нарушено соединение передающих шестерен в результате выпадения штифта или отхода гитары. 3. Заклинило пару шестерен. Поставить штифт, отрегулировать и закрепить гитару шестерен. Отрегулировать свободный ход шестерен, а в случае износа заменить шестерни.
Подтекание топлива через сливную трубку раздаточного крана при открытом положении ручного клапана и при отсутствии напора топлива в колонке 1. Засорен отсечной клапан. 2. Повреждена поверхность тарелки отсечного клапана. 3. Недостаточно затянута пружина отсечного клапана. 4. Зависание штока отсечного клапана. Отрегулировать клапан. Заменить тарелку отсечного клапана. Подтянуть пружину регулировочной гайкой. Устранить зависание отсечного клапана.
Подтекание топлива через сливную трубку при закрытом положении ручного клапана 1. Засорился ручной клапан. 2. Повреждена поверхность тарелки ручного клапана. 3. Зависание штока ручного клапана. Промыть клапан. Заменить тарелку. гл;- нс- Устранить зависание.
Отсечной клапан раздаточного крана не открывается при давлении свыше 0,02 МПа Неправильная регулировка отсечного клапана; пружина отсечного клапана сильно затянута. Вращением гайки отрегулировать открытие отсечного клапана.
Из атмосферной трубки поплавковой камеры газоотделителя вместе с воздухом идет топливо 1. Лопнул или нарушена герметичность поплавка в газоотделителе или поплавковой камере. 2. Неисправна запорная игла поплавка газоотделителя. Заменить или запаять поплавок. -Г | Исправить иглу.
Перегрев подшипника, часто сопровождающийся шумом 1. Загрязнен подшипник или смазка. 2. Велика нагрузка на подшипник. Промыть подшипник, заменить смазку. Проверить соединение электродвигателя с насосом.
Вибрация электродвигателя Дефект соединения электродвигателя с насосом Проверить соединение и крепление электродвигателя и насоса.
Электродвигатель перегревается Напряжение электросети выше номинального Принять меры к снижению напряжения электросети до нормы.
Электродвигатель не набирает номинального числа оборотов 1. Электродвигатель перегружен в результате заеданий в насосе или в соединении его с двигателем. 2. Напряжение электросети ниже номинального. Снять насос, проверить на легкость вращения и устранить заедание. Принять меры к повышению напряжения в сети.
Электродвигатель гудит, но не вращается Нет одной фазы в подводящей электросети Проверить целостность предохранителей на щите, ' сгоревший заменить.
8 7
Таблица 3.4.
Возможные неисправности маслораздаточных колонок и способы их устранения
Неисправность Возможная причина Способ устранения
1 2 3
Погрешность счетчика превышает допустимое значение it ‘/Г'П'П' ft ! Wb’H'-.no.p.ziv 1. Наличие воздуха в счетчике. 2. Нарушена регулировка счетчика. Вывернуть пробку из счетчика, расположенную между верхними цилиндрами, и, после того как из-под нее пойдет масло без воздуха, пробку вновь завернуть. Выпустить воздух из счетчика и отрегулировать точность отпуска. ...
Автоматический выключатель не выключает электродвигатель при закрытом клапане раздаточного крана 1. Нарушен диапазон работы автоматического выключателя. 2. Нарушена регулировка предохранительного клапана. Перемещением микропереключателя МП-1 отрегулировать работу автоматического выключателя. Отрегулировать натяжение пружины предохранительного клапана.
Электродвигатель самопроизвольно включается и выключается дчтнаад...: 1. Нарушена регулировка автоматического выключателя. 2. Нарушена регулировка предохранительного клапана. 3. Нарушена герметичность гидравлического аккумулятора. Перемещением микропереключателя МП-1 отрегулировать работу автоматического выключателя. Отрегулировать натяжение пружины предохранительного клапана. Отключить насосную установку, отвернуть на два - три оборота пробку фильтра и вывернуть пробку на гидравлическом аккумуляторе. После прекращения слива масла завернуть пробку и включить установку.
Колонка не выдает масло 1. Наличие воздуха во всасывающей магистрали и в насосе. Проверить, нет ли подсоса воздуха во всасывающем трубопроводе. Удалить воздух из трубопровода.
2. Засорился фильтр. Промыть сетку фильтра.
3.5.7. Организация ремонта
С увеличением износа колонки снижается ее производительность и точность показаний выходит за допустимые пределы. Требуется ремонт. Преждевременный износ наступает из-за неправильной эксплуатации, при отсутствии технического обслуживания, своевременной профилактики и плановопредупредительного ремонта. Кроме износа, детали могут выходить из строя в результате поломок, происходящих в основном из-за усталостных явлений
g g
в материале или физических воздействий на детали при неправильной их разборке и сборке.
В соответствии с назначением и характером выполняемых работ существуют три вида ремонта колонок: 1: . :!
• текущий, . ......... ч ' '. ’ щ
- средний, ~
• капитальный. .7
Текущий ремонт предусматривает частичную их разборку, восстановление или замену изношенных и поломанных деталей. Потребность в текущем ремонте выявляется при профилактическом обслуживании и в процессе эксплуатации. В процессе ремонта проводятся необходимые регулировочные работы.
Средний ремонт предусматривает замену или восстановление одного или нескольких узлов (агрегатов), а также базовых деталей с выполнением технологически более сложных, чем при текущем ремонте операций.
Текущий и средний ремонт проводятся непосредственно на месте установки колонки. При этом желательно не разбирать узел (агрегат), вышедший из строя, а заменять его новым, отремонтированным, из обменного фонда. При таком методе ремонт ускоряется, а вышедший из строя узел (агрегат) ремонтируется в более удобных условиях - в мастерских.
Капитальный ремонт имеет целью восстановление всех технических параметров. При капитальном ремонте колонка подлежит полной разборке и ремонту или восстановлению всех узлов. Капитальный ремонт, как правило, ведется в мастерских или на заводе.
Текущий и средний ремонт обычно осуществляется силами слесарей-механиков, обслуживающих АЗС. Рабочее место слесаря-механика должно быть оборудовано всем необходимым для обеспечения качественного и быстрого проведения технического обслуживания и ремонта. На нем должен быть установлен слесарный верстак с тисками, стеллаж для хранения деталей и узлов, комплект слесарного, монтажного инструмента и приспособлений, образцовые мерники 2-го разряда вместимостью 10 и 50 л.
В интересах наиболее четкой организации и лучшего проведения ремонтных работ обычно придерживаются следующего порядка: _________
определение неисправностей;
установление последовательности разборки; ’ .. vA -<
разборка оборудования на узлы и детали; ... . .. _
выявление характера и величины износа деталей, их отбраковка и определение деталей, подлежащих замене;
выбор способов восстановления изношенных деталей; ! -
восстановление деталей;
сборка узлов и оборудования с необходимой подгонкой;
проверка, регулировка и тарировка. ‘,Z;‘
Неисправности выявляют внешним осмотром оборудования и его отдельных узлов, опросом лиц, работающих на данном оборудовании, а также
8 9
* путем контрольного пуска КОЛОНКИ. s. : '-
При ремонте необходима разборка колонки. Перед разборкой нужно
хорошо ознакомиться с устройством, назначением и взаимодействием узлов и деталей.
Разборку и сборку следует производить только исправным слесарномонтажным инструментом, с особым вниманием следя за чистотой рабочего места.
Слесарю-механику, производящему ремонт раздаточного оборудования, необходимо хорошо знать конструкцию колонок.
3.6. Эксплуатация резервуаров
Эксплуатация резервуаров предусматривает:
• прием, хранение и выдачу горючего;
• регулярный осмотр оборудования и арматуры;
• очистку и ремонт оборудования и арматуры резервуарных парков;
• поддержание чистоты и порядка на территории резервуарного парка.
На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должны быть:
• технический паспорт в соответствии со СНиП III-18;
• градуировочная таблица;
• журнал учета ремонта оборудования (журнал текущего обслуживания);
• распоряжения и акты на замену оборудования;
• технологические карты на замену оборудования; '
• акты по техническому обслуживанию и ремонту. щЬ/тичН етнс
Последние три документа прилагаются к техническому паспорту.
Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует, то паспорт должен быть составлен предприятием, эксплуатирующим резервуар, на основании детальной технической инвентаризации.
В паспорт АЗС заносятся данные о резервуарах, их техническом обслуживании, калибровке, зачистке и обследованиях.
Каждый резервуар должен быть оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренного типовым проектом или стандартами, и иметь надписи с указанием порядкового номера резервуара, базовой высоты (высотного трафарета), марки хранимого горючего. ; :
Базовую высоту резервуара измеряют ежегодно в летний период, а также после ремонта, оформляют протоколом, который прикладывают к градуировочным таблицам.
'ДМ ‘ie 1А > < я ,О»’ММЙ'.> »>
3.6.1. Ввод резервуаров в эксплуатацию 2
Приемку нового резервуара осуществляет специальная комиссия из представителей строительной организации, заказчика, пожарной охраны и других заинтересованных органов. , .
9 О
Комиссии должны быть предъявлены следующие документы: чн-ъэ-ладг < • рабочие и деталировочные чертежи стальных конструкций; 1 •'r- i
• заводские сертификаты на поставленные стальные конструкции; f?-'
• документы о согласовании отступлений, допущенных от чертежей при изготовлении и монтаже;
• акты приемки скрытых работ ответственными представителями заказчика, строительной и монтажной организациями (по устройству насыпной подушки, изолирующего слоя под резервуар, заделки закладных деталей и т. д.);
• сертификаты, удостоверяющие качество материалов, сталей, стальных канатов, метизов, электродов, электродной проволоки и других сварочных материалов, примененных при монтаже и вошедших в состав сооружения;
• журналы промежуточной приемки работ: монтажные, сварочные, подготовки поверхности под окраску и др., которые ведутся линейным инженерно-техническим персоналом или ОТК;
• акты испытаний: на герметичность сварных соединений днища, стенок резервуара в соответствии с требованиями СНиП Ш-18; на прочность наливом воды до высоты, предусмотренной проектом; ' • С
• акты контроля качества сварных соединений, предусмотренного СНиП III-18;
• описи удостоверений дипломов о квалификации сварщиков, с указанием присвоенных им номеров или знаков; ?
• заключение по просвечиванию монтажных швов проникающим излучением со схемами расположения мест просвечивания;
• акты приемки смонтированного оборудования; 4
. • схема и акт испытания заземления резервуара;
• акты на окраску, выполненную на монтаже;
• акт на приемку протекторной защиты (при ее наличии);
• акт на скрытые работы по изоляции корпуса;
• акт на скрытые работы по креплению резервуара стальными хомутами к бетонному основанию;
• акт на послойное тромбование грунта над корпусом резервуара;
• документы, подтверждающие марку бетона основания резервуара.
«л : .ПЧадвфкат что:
________ . чгучфмэп узШич 'хушчйЭ
3.6.2. Определение количества горючегруП , h
В соответствии с требованиями ГОСТ 2.601 на каждый резервуар, должен составляться паспорт и градуировочная таблица для определения объема горючего в зависимости от высоты наполнения. Градуировку резервуаров проводят в соответствии с ГОСТ 8.346.
К градуировочным таблицам прилагают исходные и расчетные величины: полная вместимость, площадь зеркала, поправки на неровности днища и
9 1
корпуса, внутреннее оборудование и т. д. Поправки на неровности днища и корпуса проверяют при каждом опорожнении резервуара, акт проверки прилагают к градуировочным таблицам.
При градуировке резервуара должен быть определен его высотный трафарет - расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего среза замерного люка в постоянном месте замера. Величина высотного трафарета проверяется ежегодно.
Градуировку производят двумя методами: объемным и геометрическим.
При объемном методе в резервуар заливают точно отмеренные объемы жидкости и определяют высоту наполнения. Метод точен, но длителен и технически трудно осуществим для резервуаров большой вместимости вследствие неизбежного колебания температуры и объема жидкости в процессе градуировки. Метод приемлем для резервуаров небольшой вместимости.
При градуировке горизонтальных резервуаров учитывают непостоянство площади зеркала жидкости при изменении высоты наполнения и различную форму днищ (плоскую, сферическую, коническую). При конических и сферических днищах зависимость возрастания объема наполненной части от высоты нелинейная.
Геометрический метод наиболее доступен и легко технически осуществим, поэтому является основным.
Порядок градуировки горизонтальных резервуаров объемным и геометрическими методами изложен в ГОСТ"8.34б «Резервуары стальные горизонтальные. Методы и средства поверки». В этом стандарте приведены значения коэффициентов заполнения, определяемые по отношению высоты наполнения к диаметру резервуара.
Замер количества горючего проводится при приеме (выдаче), снятии остатков, контроле за герметичностью резервуаров.
Для замера необходимы: рулетка с лотом или метрошток, водочуствитель-ная лента или паста, пробоотборник, цилиндр стеклянный или металлический для определения плотности, набор нефтеденсиметров, кусковой мел, чистая сухая ветошь и взрывобезопасный электрический фонарь (в темное время суток).
Высота наполнения горючим горизонтальных резервуаров замеряется рулеткой или метроштоком в двух противоположных точках горловины по осевой линии. Предварительно убеждаются в отсутствии воды.
Объем горючего в резервуарах определяют с учетом наличия подтоварной воды или льда при помощи высотных трафаретов. Наличие льда определяют по несовпадению постоянного и фактического высотных трафаретов, толщину слоя - по их разности, а высоту слоя горючего - по смоченной части метрштока. Вычисляют вначале общий объем горючего и льда (воды) по суммарной высоте, затем объем льда (воды), который вычитается из общего объема.
й Г' ' •! - ' Ъ . • я > ’
.-V,- ..j. . . 1 ’ 1 г,- .;
9 2
3.6.3. Слив нефтепродуктов из автоцистерн щ-./агю..
Горючее сливают из автомобильных цистерн самотеком или с помощью насосов.
Запрещается слив с помощью ведер, открытых желобов и другими способами, при которых возможны потери и загрязнение горючего. Автомобиль-цистерну устанавливают с наклоном в сторону сливного устройства.
Слив горючего в резервуары допускается только через сливной фильтр в присутствии оператора и водителя. Перед сливом оператор обязан:
• убедиться в исправности резервуара и его дыхательной системы, а также в соответствии сливаемого горючего с горючим в резервуаре;
• проверить правильность оформления документов;
• проверить исправность цистерны, наличие средств пожаротушения и паспорта качества на горючее;
• измерить уровень и температуру горючего в резервуаре;
• определить плотность и высоту налива горючего и наличие воды в цистерне (в опломбированных цистернах подтоварную воду не определяют, а проверяют сохранность пломб).
Результаты измерений должны быть отмечены в товарно-транспортной накладной и сменном отчете. В накладной указывается время (часы и минуты) заполнения автоцистерны.
Горючее из автоцистерны должно быть слито полностью, в чем лично должен убедиться оператор, осмотрев цистерну после слива.
. yfj Я ай:
3.6.4. Техническое обслуживание ...
‘ .-4*,’ ’4 i Д.
/'г V. ЭДЗЖ ЕГГ
' Для поддержания резервуаров в исправном состоянии и предотвращения аварий проводятся следующие плановые работы:
• ежедневное техническое обслуживание (ТО);
• профилактическое обслуживание; . .. -О
• ремонт резервуаров и их оборудования;
• зачистка резервуаров от воды, грязи и ржавчины.
Особое внимание при ежедневном техническом обслуживании уделяется состоянию сварных швов и запорной арматуры. При появлении трещин и от-потин в сварных швах или в основном металле резервуар немедленно опорожняется и ремонтируется.
Замеченные недостатки при проведении профилактического обслуживания устраняются на месте.
Оборудование резервуаров должно подвергаться осмотрам по графику ТО и ППР, разработанному в соответствии со сроками эксплуатационных осмотров (табл. 3.5). Результаты осмотров регистрируются в журнале ремонтов оборудования. 1. . ; : ic .aa ••
9 3
' ИлТ'>кТаблица 3.5
Сроки осмотра оборудования резервуаров •
Оборудование Срок осмотра
Люк замерный Каждый раз при пользовании, но не реже одного раза в месяц :’4'
Дыхательный клапан В соответствии с инструкцией завода-изготовителя, но не реже двух раз в месяц в теплое время года, и не реже одного раза в неделю при температуре наружного воздуха ниже нуля.
Огневой предохранитель Не реже одного раза в месяц при положительной температуре наружного воздуха, и не реже двух раз в месяц при температуре ниже нуля
Прибор для замера уровня В соответствии с инструкцией завода-изготовителя, но не реже одного раза в месяц
Заземляющее устройство Внешний осмотр не реже одного раза в месяц
Сливной фильтр Не реже одного раза в месяц . ..
Всасывающий клапан Не реже одного раза в месяц
Прокладка крышки горловины Два раза в год
Изоляция резервуара Один раз в три года
т/дййЬгь'фз «gJi
«ОЦЪ К^ЦйПиф jtmt : ?гь,«м>< 5 : ’ГпГЩЩОПЗН;ИС '
Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их технического состояния. Очередность, сроки проведения обследований, а также объем работ по проверке технического состояния резервуара регламентируются Руководством по обследованию резервуаров. Сроки проведения частичного и полного обследования представлены в табл. 3.6.
•'АТаблица 3.6
Сроки проведения обследования резервуаров
Вид хранимого нефтепродукта Срок эксплуатации резервуара Полное обследование с выводом из эксплуатации Частичное обследование без вывода из эксплуатации
Бензин Более 25 лет Через 3 года Через 1 год
Бензин Э’ц.'иип?. ч Менее 25 лет Через 5 лет Через 2,5 года
Дизельное топливо Более 25 лет Через 4 года Через 2 года
Дизельное топливо Менее 25 лет Через 7 лет Через 3 года
9 4
3.6.5. Зачистка и ремонт резервуаров
Зачистка.
Резервуары АЗС должны зачищаться в следующие сроки (ГОСТ 1510):
1 раз в два года - резервуары для автобензина и дизельного топлива и масел без присадок;
1 раз в год - резервуары для масел с присадками. ..— .
Резервуары зачищаются перед ремонтом и перед заливом горючего, если остаток горючего некондиционный или заливаемый продукт более высокого качества. При зачистке резервуара применяется омедненный инструмент. Зачищаются резервуары механическим способом или вручную.
Зачистка проводится под надзором должностного лица, назначенного руководством, в светлое время суток, лицами, допущенными к этой работе приказом по предприятию.
Перед началом работ рабочие должны быть проинструктированы по правилам ведения зачистки, мерам оказания первой помощи при несчастных случаях и технике безопасности. Инструктаж проводится на рабочем месте руководителем работ под роспись в журнале инструктажа по технике безопасности. . . ,,АГ - . Н ‘
Работы по зачистке резервуаров вручную проводятся с применением средств индивидуальной зашиты:
• шлангового противогаза ПШ-1 (ПШ-2); ".".-аЛч; L '
• спасательного пояса с веревкой; : -
• брезентового костюма; . I ЬР. . N,.R,,.
• перчаток и резиновых сапог.
При зачистке применяются осветительные приборы только во взрывобезопасном исполнении (U £ 12В). Включение и выключение фонарей проводится вне резервуара. На месте работ должна быть медицинская аптечка, запасной комплект ПШ и выставлен противопожарный пост.
Для зачистки вручную выделяется не менее 3 человек, из которых двое посменно работают в резервуаре, а третий, наиболее опытный, обязан находиться около горловины для контроля, в готовности оказать необходимую помощь. Через каждые 15 минут рабочий выходит из резервуара для отдыха на свежем воздухе. ‘ .
Качество зачистки проверяется визуальным осмотром внутренней поверхности резервуара с последующим составлением акта.
Текущий ремонт проводится не реже одного раза в шесть месяцев, средний - не реже одного раза в год.
Перед ремонтом резервуар должен быть осмотрен комиссией, специально назначенной приказом руководителя предприятия.
При подготовке к ремонту резервуар дегазируется до взрывобезопасной концентрации паров горючего путем пропарки или промывки сильной струей воды и тщательного проветривания. Концентрация паров в резервуаре
проверяется с помощью газоанализатора.
Устранение дефектов в основном корпусе двухстенных резервуаров', вырезать полиэтиленовую облицовку с припуском примерно 300 мм от краев дефекта, закрыть облицовку асботканью, устранить дефекты основного корпуса методом сварки, наложить на демонтированный участок облицовки накладку с припуском на сторону не менее 20 мм по краям и заварить согласно п. 2.14 ТУ 4034588-097-96.
Устранение дефектов металлической облицовки проводится методом установки накладного листа, не допуская сваривания облицовки с основным корпусом, кроме района монтажного шва облицовки с основным корпусом в верхней части емкости.
9 6
’>' >< гааяирА .
5<«р{фН:^вдЛ ‘/ i l*II»U4 ЫЯЩ{ 4'w4r. 4M -Л-,
- . ... . ; , - T.,6V ' 'C
Л'у’х.Уу !<X -Ы5-У
ГЛАВА 4. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И
ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ НА АЗС
4.1. Причины возникновения пожаров ? 1S ф;
у УЗЙ у - . . У-У' ху. У ууу -уу. У У-
Возникновение пожаров и взрывов на АЗС зависит от многих обстоятельств, связанных со свойствами нефтепродуктов, организацией производства и внешних условий.
Основные причины: 3 - ' ’ у. ' ' : ’ =, х;
• применение открытого огня при ремонтах и осмотрах оборудования и заправочных колонок;
• использование негерметичных осветительных приборов и арматуры;
• неисправность электропроводки;
• грозовые разряды;
• самовозгорание горючих веществ; ' гу - ' у у
• электризуемость топлива. ' - . .. у,
Особую опасность в эксплуатации резервуаров, трубопроводов и заправочных колонок представляет электризация горючего, которая может вызвать пожар.
Аналогично тому, как при трении стеклянной палочки о шерстяную ткань возникают заряды статического электричества, так и при трении топлива о металл происходит электризация топлива.
В условиях эксплуатации АЗС топливо электризуется при:
• прокачке по рукавам и трубопроводам; ' ” ‘ ‘
• прохождении через фильтры;
• ударе струи о твердую поверхность;
• разбрызгивании в воздухе при падении с высоты;
• контакте с шелковыми и шерстяными тканями. «1* ’
Наэлектризованные частицы горючего отдают свои заряды поверхности цистерны или резервуара, и, если последние не заземлены, на их поверхности может накопиться статическое электричество напряжением в несколько тысяч вольт. Это очень опасно в пожарном отношении, так как напряжение в
9 7
300-500 В уже может вызвать искру, сопровождающуюся таким повышением температуры, которое способно воспламенить смесь паров топлива с воздухом. Л SsyqT'.
Удельная электрическая проводимость горючего характеризует его способность релаксировать электрические заряды.
Электризуемость горючего характеризует его способность накапливать электрические заряды. .
Разряд электростатических потенциалов через паровоздушную среду может явиться одним из источников зажигания горючих смесей при сливо-наливных операциях и заправке техники. г . л .
В этом отношении электризуемость рассматривается как характеристика пожаро-, взрывоопасности горючего.
Электризуемость обусловлена явлениями разделения электрического заряда в адсорбированном слое на границе раздела фаз. Электризация горючего пропорциональна концентрации молекул, склонных к адсорбции. Если таких молекул нет или их мало, то горючее не электризуется. Если их много, то горючее электризуется, но заряд из него быстро уходит (релаксирует) через стенки в землю, т. е. горючее становится проводником электрических зарядов.
В обычных условиях горючее имеет нулевой заряд, т. е. содержание положительных и отрицательных зарядов одинаково. Удельное сопротивление углеводородных горючих г, ~ (10-13 , КУ9) Ом хм.
Если заряды одного знака из горючего убрать, то оно станет заряженным или наэлектризованным.
Электризация горючего — процесс разделения зарядов на границе раздела фаз и концентрация зарядов одного знака на границе раздела фаз, а противоположного знака — в объеме топлива. В основе механизма электризации лежит процесс перехода электронов между молекулами, а также между молекулами и поверхностями.
Скорость разделения зарядов зависит от скорости адсорбции, которая определяется свойствами составляющих горючее компонентов.
В статических условиях электризация не возникает. Она появляется в динамических условиях и интенсивность ее возрастает с увеличением скорости течения. ' *
Электризуемость зависит от содержания в горючем воды, продуктов окисления, механических примесей, вязкости, наличия электрических и магнитных полей.
Растворенная вода способствует электризации, эмульсионная вода — препятствует. Влияние воды объясняется ее высокой адсорбционной способностью, а при наличии примесей (солей) — способностью проводить заряды, Вязкость влияет на время релаксации зарядов.
Для предупреждения возникновения пожара по причине разрядов, вызываемых статическим электрическом, предусматривается: ... . • «
4 Зак. 132
9 8
• тщательное заземление автоцистерны, трубопроводов и резервуаров при сливе горючего;
• запрещение налива открытой струей и разбрызгивания горючего; мох
• не прерывать струю горючего при заправке. квилмк z
гоои dTSOHixUjOft. от? IV-
МЕМК.
4.2. Взрыво-, пожароопасные свойства нефтепродуктов
Согласно ГОСТ 12.1.004-85 «Пожарная безопасность. Общие требования», жидкости, способные гореть, делят на:
• легко воспламеняющиеся (ЛВЖ); ,1>л ...... «
_g • горючие (ГЖ).
ЛВЖ — жидкости, имеющие температуру вспышки не выше 61 °C в закрытом тигле или 65 °C в открытом тигле.
ГЖ — жидкости, имеющие температуру вспышки выше 61 °C в закрытом тигле или 66 °C в открытом тигле.
В соответствии с международными рекомендациями ЛВЖ делят на три разряда:
I разряд — особо опасные, с температурой вспышки минус 18 °C в закрытом тигле, или минус 13 °C и ниже в открытом тигле;
II разряд — постоянно опасные, с температурой вспышки от минус 18 °C до плюс 23 °C в закрытом тигле, или выше минус 13 до плюс 27 °C в открытом тигле; .
III разряд — опасные при повышенной температуре, с температурой вспышки выше 23 °C до 66 °C в открытом тигле.
По этой классификации автомобильные бензины относят к I разряду особо опасных легко воспламеняющихся жидкостей; дизельные топлива — к горючим жидкостям, способным самостоятельно гореть после удаления источника зажигания; смазочные масла также относят к разряду горючих жидкостей; пластичные смазки относят к группе горючих веществ (ГВ), которые способны гореть после удаления источника зажигания.
*й Характеристики взрыво- и пожароопасности горючих: 10
"Ti • температура вспышки; - к
• температура воспламенения; ‘ .
-зс '• температура самовоспламенения;-.г.ч
-jf‘ • область воспламенения (температурные (ТПВ) и концентрационные пределы взрываемости (КПВ)).
Температура вспышки — самая низкая температура вещества (в стандартных условиях испытания), при которой над поверхностью образуются пары
9 9
или газы, способные вспыхнуть в воздухе от источника зажигания, однако скорость образования паров или газов недостаточна для длительного горения.
В зависимости от способа определения различают температуру вспышки в закрытом тигле и температуру вспышки в открытом тигле.
Температура вспышки позволяет судить о температурных условиях, при которых вещество становится огнеопасным. Она имеет принципиальное значение для классификации нефтепродуктов и других горючих веществ по пожарной опасности.
Температура воспламенения — температура, при которой жидкость (горючее вещество — ГВ), нагреваемая в стандартных условиях, загорается при поднесении к нему пламени и горит не менее 5 секунд. Эта температура на несколько градусов превышает температуру вспышки.
Температура самовоспламенения — самая низкая температура, при которой вещество в стандартных условиях может воспламеняться без открытого пламени. Воспламенение происходит в результате увеличения скорости экзотермических реакций окисления паров ГВ в воздухе (или другого окислителя), заканчивающихся возникновением пламени. -клирл» .jp, Температуру самовоспламенения учитывают при:
• классификации газов и паров горючих жидкостей по группам взрывоопасности;
• выборе типа электрооборудования;
• определении температурных границ безопасного применения вещества при нагреве его до высоких температур;
• при расследовании причин пожаров.
Жидкости с низкой температурой вспышки имеют более высокие температуры самовоспламенения, чем жидкости с высокой температурой вспышки. Это объясняется разным механизмом процесса распространения пламени.
При наличии источника зажигания (пламени) в закрытом тигле фронт пламени заранее сформирован и для его распространения требуется лишь минимальная концентрация паров горючего вещества, способная гореть в воздухе, которая более быстро образуется у легко летучих жидкостей (бензины).
В случае воспламенения жидкости от горячей поверхности критические условия воспламенения и распространения пламени более быстро создаются у тяжелых углеводородов, термически менее стойких к процессам распада и автокаталитического окисления. По этой причине более тяжелые углеводороды дизельного топлива самовоспламеняются при более низкой температуре, чем легкие термически стойкие углеводороды бензина.
Область воспламенения газов (паров) в воздухе характеризуется границами, в пределах которых смесь газа (паров) с воздухом способна воспламеняться от внешнего источника зажигания с последующим распространением пламени.
Границы области воспламенения чаще всего выражаются концентрациями горючего вещества в смеси с воздухом в объемных процентах — концент-
4*
100
рационные пределы воспламенения, либо температурой — температурные пределы воспламенения (взрываемости).
Концентрационные пределы взрываемости выражаются концентрацией горючего вещества в смеси с воздухом ниже и выше которых при заданных условиях пламя по смеси не распространяется (табл. 4.1).
Эти пределы еще называются — концентрационными пределами распространения пламени. Их два: нижний концентрационный предел распространения пламени — НКПР и верхний — ВКПР.
Как будет показано ниже, понятия «взрываемость» и «распространение пламени» употребляется для характеристики одного и того же процесса — горения и различаются лишь по величине скорости процесса. пн-'яц
Нижний концентрационный предел взрываемости горючих газов веществ — наименьшая концентрация вещества в воздухе при атмосферном давлении, при которой смесь способна воспламеняться от внешнего источника зажигания с последующим распространением пламени на весь объем смеси, сопровождающимся взрывом.
Верхний концентрационный предел взрываемости горючих газов веществ — наибольшая концентрация вещества в воздухе при атмосферном давлении, при которой смесь теряет свою способность воспламеняться от внешнего источника зажигания с последующим распространением пламени.
Концентрационные пределы взрываемости паров некоторых горючих жидкостей в воздухе, % объемные
Таблица 4.1
Горючее вещество Пределы взрываемости Горючее вещество Пределы взрываемости
НИЖНИЙ верхний НИЖНИЙ верхний
Бензины Топливо Т-1 1,40 7,50
автомобильные 0,75 5.20 Топливо Т-2 1,10 6,80
Бензины Спирт - -д*-
авиационные 0,98 5,48 этиловый 3,30 18,40
В зависимости от значений нижних пределов производства подразделяются на две категории:
А — где применяются вещества, нижний предел взрываемости которых 10 % и менее.
Б — где применяются вещества, нижний предел взрываемости которых более 10 %. ’ " • >ыв’Ч-’-‘
Автомобильные заправочные станции относятся к категории А.
Концентрацию газа или пара в воздухе (внутри технологического аппарата), не превышающую 50 % нижнего предела взрываемости или выше на 50 % верхнего предела взрываемости, считают взрывобезопасной.
1 0 i
Температурные пределы взрываемости выражаются температурой горючего вещества, ниже и выше которых при заданных условиях насыщенные пары горючего (максимально возможное давление паров жидкости при данной температуре) в смеси с воздухом не воспламеняются (табл. 4.2).
Таблица 4.2
____ ... Температурные пределы взрываемости нефтепродуктов в воздухе
Нефтепродукты Температурные пределы взрываемости, °C Нефтепродукты Температурные пределы взрываемости, °C
НИЖНИЙ верхний нижний верхний
Бензины автомобильные -39 -7 Дизельное топливо Л 69 119
Бензины , авиационные -27 -4 Дизельное топливо 3 62 100
высокооктановые (*' Топливо Т-1 Топливо Т-2 25 -25 57 18 Мазут флотский Масла автомобильные 106 154 145 193
Масла авиационные 228 254
Понятия «взрываемость» и «взрывоопасный» требуют некоторого пояснения, .
Взрывоопасными веществами считают те, которые способны к взрывчатому превращению под действием мощного инициирования.
Взрывчатое превращение — процесс быстрого физического или химичес-кого преобразования, сопровождающийся переходом потенциальной хи-.. мической энергии в тепловую, которая преобразуется в механическую ра-£ ' боту движения образующихся газов.
Способность химических веществ к взрывчатым превращениям определяется их экзотермичностью, высокой степенью и скоростью газообразования.
Нефтепродукты — горючее, масла и специальные жидкости не являются взрывчатыми веществами. Они не взрываются от капсюля детонатора, под действием ударной волны и от трения.
Однако при смешении паров нефтепродуктов с воздухом возможно образование взрыве-, пожароопасных смесей, воспламенение и горение которых, особенно в замкнутых объемах носит взрывной характер по скорости распространения пламени и давления. шяя
Взрыве-, пожароопасные свойства товарных нефтепродуктов зависят от химического и углеводородного состава продуктов, что связано с химическим составом сырья и технологией производства (табл. 4.3, 4.4). Поэтому характеристики свойств в численном выражении отличаются для различных
102
производств. ТЭГ f.'ЯШМ f ЧЯЛГ’/С '• ’Чз'Ь'ГЫ -№1.-.Г
«'* t, t 1 'иг Таблица 4.3
Показатели взрыво-, пожароопасных свойств некоторых нефтепроудктов
Нефтепродукты Температура самовоспламенения паров в воздухе, метод “капли”, °C Температура вспышки в закрытом тигле, °C Температурные пределы взрываемости, °C ....
НИЖНИЙ верхний
z Автобензин 355 -39 -39 -8
Дизельное топливо 3 340 78 69 119 ‘
Дизельное топливо Л 310 71 62 100 "7
Топливо Т-1 345 28 25 57 А?
Моторное масло МК-22 380 259 228 254
Мазут флотский Ф-12 390 158 106 133
Бензол 625 -14 -14 12
Этиленгликоль 380 120 112 124 -‘°'
Этиловый спирт 465 13 11 40
Автомобильные бензины представляют собой легко воспламеняющиеся горючие жидкости. Температура самовоспламенения автомобильных бензинов 255...370 °C, температура вспышки — минус 27 ... минус 39 °C, область воспламенения 0,76—5,16 % по объему, температурные пределы воспламенения нижний минус 27 ... минус 39, верхний минус 8 ... минус 27°С.
Взрывоопасная концентрация паров бензина в смеси с воздухом составляет 1... 6 %.
Дизельное топливо представляет собой горючую жидкость. Температура самовоспламенения топлива летнего 300 °C, зимнего 310 °C, арктического 330 °C. Взрывоопасная концентрация паров дизельного топлива в смеси с воздухом 2—3 % по объему. Температура вспышки дизельного топлива: "~!f-
: общего назначения
лнг- летнего....................выше 40 °C
зимнего..............выше 30 °C
f арктического........... выше 30 °C
-Bqtfo s. пля тепловозных и судовых дизелей.
МкгаЫч для газовых турбин
летнего . . . выше 61 °C
зимнего......... . выше 40 °C
го арктического........выше 35 °C дяыпдй
'ин л ах 'з он&гйяэ от
Пожароопасные характеристики дизельного топлива различаются для топлив, полученных с различных нефтеперерабатывающих заводов (табл. 4.4).
103
SvSJKS&C» at
Таблица 4.4
Характеристики пожароопасности товарных дизельных топлив
Марка топлива Нефтеперерабатывающий завод Характеристики
твз, °C ТВ , °C о’ Т °C ТС, сС G, мг/с
1 2 3 4 5 6 7
А-0,2 Горьковский 45 —• — 310 —
А-0,2 Ангарский . ! . . 30 35 43 — 10,5 :
3-0,2 Бакинский >J J ОС — 56 67 79 284 9,1
3-0,2 Московский 67 81 97 — —
3-0,2 Рязанский ' 35 44 57 276 8,9
3-0,2 Рязанский 49 66 79 290 9,9 ч‘
3-0,2 Ярославский 45 63 82 282 9,3
3-0,2 Ново-Уфимский 68 76 83 274 9,0
Л-0,2 Лисичанский 51 68 74 267 8,5
Л-0,5 Ново-Куйбышевский 62 72 81 282 8,5
Л-0,5 Московский 66 83 96 274 7,2
УФС Киришский (образец 1) 54 74 94 262 8,2
УФС Киришский (образец 2) 48 67 82 282 7,5
ТВз — температура вспышки в закрытом тигле;
ТВ0 — температура вспышки в открытом тигле;
ТС — температура самовоспламенения от нагретой поверхности;
Твп — температура воспламенения в открытом тигле;
Gr — массовая скорость горения; • & t ’
УФС — топливо утяжеленного фракционного состава.
шхдашЛ •
: П’9 ЭЫН
' 'W3T
□ .. ?ЙЯОС|
.'МОТ,: -
4.3. Токсические свойства
гл» .лтМаИз.С.г®’W^- ж.-, jif ;Ж"Т
Согласно ГОСТ 12.1.007-76 по степени воздействия на организм все вредные вещества подразделяются на четыре класса опасности:
первый — чрезвычайно опасные т ’
второй — высокоопасные > щлз.-щ эващи уян г . 'йО-шиси;
третий — умеренно опасные . .• О? ..TSt'J-. ‘
четвертый — малоопасные.
Норма содержания вредного вещества для каждого класса опасности установлена этим же стандартом (табл. 4.5).
К вредным веществам относят горючее, смазочные масла и специальные жидкости, которые при контакте с организмом человека в случае нарушения правил техники безопасности могут вызвать отравления, профессиональные заболевания или отклонения в состоянии здоровья. ’V : '
104
% а.цдм.ч Таблица 4.5
. t Классификация опасности вредных веществ
Показатель Норма для класса опасности
1 2 3 4
1 2 3 4 5
Предельно допустимая концентрация (ПДК) вредных
веществ в воздухе рабочей зоны, мг/м3 <0,1 0,1—1,0 1,1—10,0 > 10,0 . у
Средняя смертельная доза при введении в желудок, мг/кг < 15 15—150 151—5000 > 5000
Средняя смертельная доза при * йялют . v : -
нанесении на кожу, мг/кг < 100 100—504 501—2500 > 2500
Средняя смертельная - .• .
концентрация в воздухе, мг/м3 < 500 504—5000 5001—50000 > 50000
Коэффициент возможного , Г’.. i • нкх - . •4X-'Z
ингаляционного отравления . ФУ
(КВИО) >300 300—30 29—3 <3
Зона острого действия <6,0 6,0—18,0 18<1—54,0 >54,1
Зона хронического действия > 10,0 10,0—5,0 4,9—2,5 <2,5
Бензины относят к 4 классу малоопасных вредных веществ. Этилированные бензины содержат в своем составе высокоопасное вредное вещество — тетраэтилсвинец. Из-за незначительного содержания тетраэтилсвинца этилированные бензины также относят к классу малоопасных веществ.
Автомобильные бензины раздражают слизистую оболочку и кожу человека. При работе с бензином следует применять индивидуальные средства защиты согласно типовым нормам. - е к
Дизельное топливо относят к малотоксичным веществам 4 класса опасности. Предельно допустимая концентрация паров топлива в воздухе рабочей зоны 300 мг/м3. !
Минеральные масла представляют угрозу для здоровья человека в тех случаях, когда в них содержатся легкие углеводороды (бензин, бензол) или когда возможно образование масляных полос, или масляного тумана (при нагревании, распыливании). Дыхательные пути и легкие человека более чувствительны, чем другие органы к воздействию масляных паров и тумана.
Систематический контакт с маслом может вызвать острое или хроническое заболевание кожи тела.
Токсические свойства масел усиливаются с повышением их температуры кипения, кислотности, с увеличением в их составе ароматических углеводородов, смол и сернистых соединений, функциональных присадок, обладающих токсическими свойствами.
1,05
Характер воздействия на организм человека горюче-смазочных материалов, признаки отравления и порядок оказания первой медицинской помощи
пострадавшим приведены в таблице 4.6. Л
, • _ ;• Таблица 4.6
Характер действия нефтепродуктов, признаки отравления и первая медицинская помощь пострадавшим . ,Л1,...
Группа, марка нефтепродукта Характер действия Признак отравления Первая медицинская помощь
Бензины Взрывопожароопасны, Попадая на слизистую, Обмыть керосином,
этилированные: оказывают высушивают оболочку вытереть кожу чистой
авиационные наркотическое и глаз и рта, вызывают марлей, промыть
Б 91/115 Б 95/130 раздражающее кровотечение их. горячей водой с мылом.
ГОСТ 1-12-72 действие. Попадая и Могут вызвать Глаза промыть 2 %-м
Б-92 накапливаясь в кожные заболевания. раствором питьевой
автомобильные организме человека соды или чистой теплой
А-76, АИ-93, в виде ТЭС .могут <,. • • водой.
АИ-95, вызвать отравление.
АИ-98
Масла и Опасны при Дерматиты, экземы, Соблюдение правил
жидкости с длительном и гнойничковые личной гигиены.
ядовитыми систематическом заболевания кожи и
присадками воздействии иа кожу. подкожной клетчатки.
7-50с-3 Пары продуктов При вдыхании паров:
ВНИИ НИ термического желудочно-кишечные
50-1-4Ф разложения опасны расстройства,
ВНИИ НИ при инголяционном нарушения - € • Щ'/аэьпис- ;-'; я--'
50-1-4у воздействии. чувствительности ДТЧРГН- гИ
Б-ЗВ кожи, боли в мышцах, ч ' 1
вялость, развитие -лт ЪУЦЛЕГЧ
вялого паралича
' - 4 Г- , нижних конечностей.
Жидкости на Не представляют Попадая внутрь: При прогрессировании
основе гликолей и опасности легкое отравление явлений может
их производные ингаляционных через 6—8 и, рвота, наступить смерть через
Этиленгликоль отравлений. понос, боли в 2—5 недель.
Охлажд. Опасны попадая во пояснице. При легкой При тяжелых
низкозамер. ж-ти: внутрь, форме отравлениях смерть
М40, М65, смертельная доза ингаляционного наступает в первые
Тосол-А, А40, во внутрь от 35 мг. отравления — сутки.
А65, “Лена”, головная боль, Зондовое промывание
Арктика, слабость. желудка большим
ГТЖ-22М, При отравлении количеством воды (10 л)
“Нева”, “Томь”, средней тяжести — с 2 % двууглекислого
“Роса” опьянение, натрия и 30 г
Этилцеллозольв i\;<’ - -Г.-*' .П< сонливость и активированного угля.
.Т ' ' возбуждение, жажда,
'.Ji ; г . Л- тошнота, рвота, тки . хггГ ТХ'Т
похолодание ‘ ’Ч т;:
:-Л= G ’ • ' конечностей. - . Г-Т. -.<
106
Продолжение табл. 4.6
Группа, марка нефтепродукта Характер действия Признак отравления Первая медицинская помощь
Спирты и жидкости на их основе Жидкость ТГФ Тетрагидрофурфуриловый спирт Тормозная жидкость на основе бутилового спирта БСК Опасны при ингаляционном воздействии паров, при попадании внутрь. Смертельная доза для человека при приеме внутрь 30 мл и более. При воздействии паров: раздражение глаз, дыхательных путей, головная боль, онемение языка. При воздействии на кожные покровы: раздражение, дерматиты, язвы. - ' ' Г , -г..'’ • Г Я . •-Zi- При ингаляционном воздействии: свежий воздух, промывание глаз, полости рта и носа водой. При попадании внутрь: зондовое промывание желудка большим к-вом воды (10 л) с 2 % двууглекислого натрия и 30 г активированного угля. При попадании на кожу: смыть теплой водой с мылом.
• •- - «•-• •-»-• • . . .-4*
4.4. Меры безопасности при эксплуатации АЗС
За безопасную эксплуатацию АЗС и охрану труда администрация обязана назначить приказом ответственного из числа инженерно-технических работников. Лица, нарушающие требования техники безопасности, несут персональную ответственность согласно существующим законам. Ответственным за соблюдение правил по технике безопасности на АЗС в смене является оператор — старший по смене.
О каждом несчастном случае, связанным с производством, сразу же после оказания помощи пострадавшему ответственный по смене должен сообщить непосредственному начальнику.
Инструктажи по технике безопасности труда проводят согласно ГОСТ 12.0.004. Они носят непрерывный многоуровневый характер.Они бывают: вводный;
первичный на рабочем месте; г,й. .
повторный; 4 . ч
внеплановый; J ‘ Г . . . J .
целевой. ! ' :
Вводный инструктаж, проводит с вновь принимаемыми на работу независимо от их образования, стажа и должности лицо, на которое приказом возложены эти обязанности, о чем записывает в журнале регистрации вводного инструктажа и документе о приеме на работу.
Первичный инструктаж на рабочем месте проводят до начала производ-
107
ственной деятельности с вновь принятыми на предприятие, переводимыми из одного подразделения в другое и выполняющими строительно-монтажные работы на территории. - пъ
Его проводят индивидуально с практическим показом безопасных приемов и методов труда.
Повторный инструктаж проходят все рабочие, за исключением лиц, не связанных с обслуживанием, испытанием, наладкой и ремонтом оборудования, независимо от квалификации, образования, стажа, характера работы не реже одного раза в полугодие по полной программе первичного инструктажа на рабочем месте. ‘ ‘ "
Внеплановый инструктаж проводят: ' *
при введении в действие новых стандартов, правил, инструкций по охране труда; J
• при изменении технологического процесса, модернизации оборудования и инструмента, расходного сырья, материалов и других факторов, влияющих на безопасность труда;
• при нарушении работающими требований безопасности труда, которые могут привести или привели к травме, аварии, взрыву, пожару или отравлению;
• по требованию органов надзора; 7, >., ..
• при перерывах более 30 дней в работе, к которой предъявляют повышенные требования безопасности труда.
Внеплановый инструктаж проводят индивидуально или с группой работников одной профессии в объеме причин, вызвавших необходимость его проведения.
Целевой инструктаж проводят при: ... . ...
разовых работах, не связанных с прямыми обязанностями по специальности;
• ликвидации последствий аварий, стихийных бедствий и катастроф; ’’
• работах, на которые оформляется наряд-допуск или разрешение.
Инструктажи завершаются проверкой знаний или приобретенных навыков.
Лица, показавшие неудовлетворительные знания, к самостоятельной работе не допускаются.
О проведении инструктажа делается запись в Журнале регистрации инструктажа или наряде-допуске с обязательной подписью инструктируемого.
Основные меры безопасности: 11
• категорически запрещается допуск посторонних лиц в служебные помещения. Запрещается курить в помещении и на территории станции;
• двери облицовки топливораздаточных колонок должны быть закрыты на замок и опломбированы;
колодцы над подземными резервуарами должны быть плотно закрыты крышками; .щс {ф ч . -.
• в ночное время территория станции должна быть хорошо освещена;
• наличие аптечки для оказания первой помощи и шкафа для хранения
108
специальной и чистой одежды;
постоянный контроль за исправностью оборудования, скоростью движения автотранспорта (не более 5 км/ч) и расстоянием между автомобилями не менее 3 м между первыми и 1 м — последующими;
заправка техники и слив горючего проводить только при неработающем двигателе; ' л
• запрещается заправка автомобилей, груженых легковоспламеняющимся грузом и в которых находятся пассажиры;
• не допускается отпуск нефтепродуктов в стеклянную и пластмассовую тару;
пролитое на рабочих площадках горючее следует немедленно засыпать песком и удалять с территории;
• запрещается применять бензин для промывки оборудования, мытья полов, стирки спецодежды, мытья рук, растопки отопительных котлов;
• категорически запрещается находиться вблизи огня в спецодежде, пропитанной нефтепродуктами;
• запрещается отпуск нефтепродуктов из емкостей, в которые сливается бензин;
' во время грозы слив и отпуск нефтепродуктов прекращается;
• категорически запрещается применение открытой электропроводки и невзрывобезопасного электрооборудования;
• при коротком замыкании, обнаружении неисправностей в электрооборудовании или заземляющих устройствах необходимо немедленно отключить общий рубильник и вызвать слесаря-электрика;
• оператору запрещается проводить какие-либо работы в электросети станции.
'лл’.'.Лф Щ Э .„4 •. . Щ ЛИ . .,. .I.:’ . чГГ"'" л
4.5. Пожарная безопасность : г
.1VC фО
Основные требования: ....
необходимо иметь на станции данные о показателях взрыве-, пожароопасности веществ и материалов, применяемых в технологических процессах;
запрещается выполнять технологические операции при неисправном оборудовании, отсутствии приборов контроля и просроченных сроках их поверки; V/
• обвязка трубопроводов должна предусматривать возможность выключения неисправного оборудования и аварийный слив или сброс горючего;
• задвижки линий аварийного слива или сброса должны иметь опознавательные знаки и свободный доступ к ним;
• слив нефтепродукта в канализационные системы даже в аварийных случаях запрещается; ' ~
• оборудование должно быть защищено от статического электричества.
• очистка внутренних поверхностей резервуаров и трубопроводов от самовозгорающихся отложений должна проводиться пожаробезопасным способом; X КДД иЛьлШ , аяг-...л-з •
1
♦ '
1
1
1
109
• запрещается проводить сливоналивные операции при разрядах атмосферного электричества;
• на всех объектах на видных местах должны быть вывешены таблички с указанием:
• категории и класса взрывопожарной классификации; .
• инструкции о мерах пожарной безопасности; . ...
• номера телефонов вызова пожарной охраны.
Все производственные помещения должны быть обеспечены по установленным нормам первичными средствами пожаротушения (табл. 4.7).
е ; л .)• :;о:; - Таблица 4.7
Нормы содержания на АЗС первичных средств пожаротушения
Расчетная Первичные средства пожаротушения
производи- Углекислотные Пенные Порошковые Ящик с Кошма
тельность огнетушители, шт. огнетушители ОХП-10, шт. огнетушители, шт. песком и лопата, шт. ПОЛОТНО, ШТ.
750 и более заправок 1 (ОУ-5) 10 2 (ОП-ЮО) 2 (1,0 куб. м) 2 (1,5 х 1 м) .
менее 750 заправок 1 (ОУ-5) 6 1 (ОП-ЮО) 2 (0,5 куб. м) 2 (1,5 х 1м) V’:
Здания и сооружения станции должны быть, как правило, одноэтажными. Допускается строительство двухэтажных зданий общей площадью не более 150 м2, в которых отсутствуют складские помещения для легковоспламеняющихся и горючих жидкостей.
Для обеспечения пожарной безопасности станция должна иметь:.
первичные средства пожаротушения;
• стационарные установки пожаротушения (в том числе автоматические);
• наружный противопожарный водопровод или водоем.
К первичным средствам пожаротушения относятся: огнетушители, внутренние пожарные краны, асбестовое полотно — кошма. Характеристики огнетушителей приведены в табл. 4.8
Пенные огнетушители (типа ОХП) — предназначены для тушения горения различных материалов, за исключением электроустановок, находящихся под напряжением. .-v::
Для приведения в действие огнетушителя химического пенного (ОХП-10) необходимо иглой прочистить выпускное отверстие, повернуть рукоятку вверх на 180° до отказа, перевернуть огнетушитель крышкой вниз и направить струю пены на очаг горения. л
Углекислотные огнетушители (ОУ-2, ОУ-5, ОУ-8) — предназначены для тушения загораний различных веществ, за исключением тех, которые горят
1 10
> *'7? кщу-'+'даг ч + ..-...,ч>;, :.. Таблица 4.8
Техническая характеристика огнетушителей
Показатель ОУ-5 ОУ-8 ОП-Ю ОП-ЮО ОХП-Ю л
Вместимость корпуса, л Масса огнетушащего 5 8 10 100 8,7
вещества, кг ' 'Масса огнетушителя 3, 5 5, 6 10 100 10
полная, кг Продолжительность подачи огнетушащего 14 20 16 — 14
вещества, сек. Длина струи огнету- 15 20 — — 60
шащего вещества, м Температурный диапа- 4, 5 — — — 6
зон применения, °C -50 ... +50 -25... +50 -50... +50 -50... +50 +5... +45
без доступа воздуха, а также электроустановок, находящихся под напряжением до 380 В. ..>?'<
Для приведения в действие углекислотных огнетушителей необходимо раструб направить на горящий предмет и повернуть маховик вентиля влево до отказа. Во избежание обмораживания нельзя касаться металлических части раструба оголенными частями тела. ' ...... ......
Порошковые огнетушители (ОП-Ю, ОП-50, ОП-ЮО) — предназначены для тушения загораний нефтепродуктов, электроустановок, находящихся под напряжением до 1000 В, ценных материалов и загораний в автомобильном транспорте. ;
- + Для приведения в действие порошкового огнетушителя необходимо нажать на пусковой рычаг и направить струю порошка на очаг горения через выкидную насадку.
Внутренние пожарные краны предназначены для тушения водой пламени твердых горючих материалов и жидкостей и для охлаждения резервуаров, колонок, оборудования и др. Обычно работают двое: один прокладывает рукав и держит наготове пожарный ствол для подачи воды в очаг горения, второй подсоединяет рукав к штуцеру внутреннего крана и открывает вентиль.
Асбестовое полотно (кошма) — используется для тушения небольших очагов горения, которые накрываются асбестовым полотном с целью прекращения к нему доступа воздуха.
Песок — применяется для механического сбивания пламени и изоляции горящего или тлеющего материала от окружающего воздуха. Подается в очаг пожара лопатой или совком. ' *-г
Средства пожаротушения должны быть постоянно в исправности и готовности к немедленному использованию.
Наружное пожаротушение должно осуществляться не менее чем от двух
111
пожарных гидрантов или от противопожарного водоема общей вместимостью не менее 100 м3, расположенных на расстоянии не более 200 м от АЗС.
Помещения АЗС должны оборудоваться автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией в соответствии с НПБ 110-96. Ограждения АЗС должны быть продуваемыми и выполненными из негорючих материалов. Не допускается озеленение территории кустарниками и деревьями, выделяющими при цветении хлопья, волокнистые вещества или опушенные семена.
Один из эвакуационных выходов помещений следует предусматривать в сторону противоположную расположению площадки для АЦ, топливораздаточных колонок и резервуаров, за исключением случаев, когда расстояние от выхода до указанных объектов превышает 15 м.
Площадка для АЦ должна иметь: г
• отбортовку высотой не менее 150 мм и трубопровод для отвода самотеком проливов в подземный аварийный резервуар при разгерметизации АЦ;
• пандусы для безопасного въезда и выезда автоцистерны;
Аварийный резервуар и сбросовый трубопровод должны обеспечивать слив горючего с площадки без его перелива на остальную территорию станции. Рекомендуется объем резервуара не менее 110 % вместимости используемых на АЗС автоцистерн. Сбросовый трубопровод должен оканчиваться на расстоянии не более 0,1 м от дна указанною резервуара. Аварийный резервуар должен быть заполнен водой на уровень не менее 0,3 м и оснащен трубопроводом деаэрации, патрубками с запорной арматурой для его опорожнения и замера уровня воды.
Глубина заложения аварийного резервуара и трубопроводов должна предотвращать замерзание в них воды в зимний период. , . , .
К Ki *' ’ £>.'< ’ ; ii J К ' : > л.,.. - . . ‘ : ' .< - - • ' v
4.6. Защита от молний и статического электричества
.- «:/ : ii ! Г'ФИЙСГ'' • ' ' Щ 'И1'.
Защита от прямых ударов молний и ее вторичных проявлений проводится в соответствии с требованиями «Инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений РД 34.21.122-87».
Сооружения защиты от прямых ударов молнии, для АЗС, должны быть не ниже II категории. Это стержневые или тросовые молниеотводы.........
Для защиты от вторичных проявлений молнии: металлические корпуса оборудования должны быть присоединены к заземляющему устройству электрооборудования (при его отсутствии — к заземлителю молниеотвода), а между трубопроводами и другими протяженными металлическими предметами в местах их взаимного сближения на расстояние менее 10 см через каждые 30 м необходимо устанавливать стальные перемычки.
1 12
Устройства молниезащиты включают в графики технического обслуживания и планово-предупредительного ремонта. При техническом обслуживании необходимо обращать внимание на состояние токоведущих элементов и при уменьшении их сечения (вследствие коррозии, надлома, оплавлений) больше, чем на 30 % заменять их полностью, либо отдельные дефектные места.
Ежегодно перед наступлением грозового сезона необходимо осмотреть состояние наземных элементов молниезащиты (молниеприемников, токоот-водов), обращая особое внимание на места соединения токоведущих элементов. Молниезащитные устройства следует осматривать не реже 1 раза в год. Результаты измерений и осмотров заносятся в Журнал эксплуатации молниезащитных устройств.
Во время грозы приближаться к молниеотводам ближе, чем на 4 м запрещается, о чем должны быть вывешены предупредительные надписи около сооружения или отдельно стоящего молниеотвода.
Подземные коммуникации необходимо защищать от заноса высоких потенциалов, присоединяя их к заземлителям. .. .-.rlv,.*.л •
Заземляющие устройства проверяются не реже одного раза в 6 месяцев, а в сырых помещениях — не реже 1 раза в 3 месяца. Сопротивление растеканию тока заземлителей не должно превышать 100 Ом. Если оно превышает нормативное значение на 20 %, необходимо установить дополнительные электроды или исправить заземляющее устройство.
Устройство и монтаж заземляющих устройств должны соответствовать ПУЭ и СНиП 3.05.06. -и».
Защита от статического электричества достигается заземлением металлического оборудования (ТРК, резервуары, трубопроводы, сливоналивные устройства и др.). Система заземления должна представлять на всем протяжении непрерывную электрическую цепь. .;
Цистерны, во время операций слива-налива присоединяются к заземлителям с помощью устройства автоматического контроля заземления или непосредственно.
В качестве заземляющего устройства применяют гибкий (многожильный) медный провод сечением не менее 16 мм2. Наконечник заземляющего устройства изготавливается из металла, не дающего искр при ударе. Осмотр и текущий ремонт защитных устройств проводится одновременно с осмотром и текущим ремонтом технологического оборудования.
Монтаж контактных соединений технологического оборудования и присоединение к ним сетей заземления и зануления выполняется в соответствии с рабочими чертежами. Места расположения контактных соединений и ответвлений от них должны быть доступны для осмотра.
Переходное электрическое сопротивление в контактных соединениях технологического оборудования должно быть- не более 0,03 Ом на один контакт и измеряется взрывозащищенными приборами в соответствии с требованиями ПУЭ.
Результаты ревизии молниезащитных устройств, проверочных испытаний
1 1 3
заземляющих устройств, выполненного ремонта следует заносить в специальный журнал. По результатам ревизии должен составляться акт осмотра и проверки с указанием обнаруженных повреждений или неисправностей.
Защита от статического электричества сооружений и объектов АЗС проводится в соответствии с «Правилами защиты от статического электричества производств химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности»:
• сопротивление заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, должно быть не выше 100 Ом;
• все металлические и электропроводимые элементы оборудования резервуаров должны быть заземлены независимо от того, применяются ли другие меры защиты от статического электричества;
• резервуары вместимостью более 50 м3 должны быть присоединены к заземлителям с помощью не менее двух проводников в диаметрально противоположных точках;
• скорость наполнения и опорожнения резервуаров должна соответствовать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных предохранительных клапанов и вентиляционных устройств;
• наполнение резервуара должно проводиться без разбрызгивания и интенсивного перемешивания жидкости.
Скорости перекачки горючего должны устанавливаться в соответствии с руководящим документом по предотвращению опасной электризации нефтепродуктов при наливе в резервуары, автомобильные и железнодорожные цистерны с учетом вида нефтепродукта, материала и диаметра трубопровода, размеров резервуара и других показателей.
Устройства защиты от молний и статического электричества. Опоры отдельно стоящих молниеотводов выполняются из стали любой марки, железобетона и дерева. Металлические трубчатые опоры изготавливаются из некондиционных стальных труб и предохраняются от коррозии. Деревянные опоры и приставки пропитываются антисептиками.
Молниеприемники изготавливаются из металла любых марок и профиля сечением не менее 100 мм2. Их предохраняют от коррозии оцинкованием, лужением или покраской.
Молниеприемниками могут служить металлические конструкции защищаемых зданий (дымовые, выхлопные трубы, дефлекторы, кровля, сетка и металлические конструкции, возвышающиеся над защищаемым зданием или сооружением).
Молниепроемники с токоотводами соединяются сваркой. Длина сварного шва должна быть равна шести диаметрам молниеприемника, но не менее 100 мм. Допускается болтовое соединение с переходным электрическим сопротивлением не более 0,05 Ом. Соединение стальной кровли с токоотводами осуществляется специальными зажимами.
5 Зак. 132
1 14
Молниеприемники тросовых молниеотводов выполняются из стального многопроволочного оцинкованного троса сечением не менее 35 мм2.
Токоотводы для соединения стержневых и тросовых молниеприемников следует выполнять из стали.
В качестве заземлителей следует применять железобетонные фундаменты зданий, сооружений, наружных установок, опор молниеотводов.
Естественными заземлителями могут служить проложенные в земле водопроводы и другие трубопроводы (за исключением трубопроводов с горючими и взрывоопасными жидкостями и газами).
Зона защиты молниеотводов — это часть пространства, внутри которого здание или сооружение защищено от прямых ударов молнии с определенной степенью надежности.
Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода показана на рис. 4.1., а зона защиты двойного стержневого молниеотвода на рис. 4.2. В последнем случае, если L больше 6Н, то молниеотводы следует рассматривать как одиночные.
h = 0,85 X Н.
1 1 э
Заряды статического электричества, способные воспламенять или зажигать горючие вещества, называются опасными.
Опасные заряды статического электричества вызывают один из следующих видов разряда:
искровой — между проводящими и изолированными предметами;
кистевой — между трубопроводами, инструментом, руками обслуживающего персонала;
скользящий — на приводных ремнях, лентах транспортеров, при перемотке пленок и т. п.
Защите от проявления статического электричества подлежат все здания, сооружения и установки, относимые по устройству молниезащиты к I и II категориям.
Защита от статического электричества обеспечивается:
• предотвращением накопления зарядов статического электричества заземлением металлических и электропроводных неметаллических элементов оборудования, увеличением поверхностной и объемной проводимостей диэлектриков, снижением скорости перемещения взаимодействующих тел и т. п.;
• снижением зажигающей способности зарядов статического электричества за счет среды, улучшающих электрообмен. г.,
116
ГЛАВА 5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
5.1. Основы природоохранительного > ъ законодательства
Задачи природоохранительного законодательства Российской Федерации определены законом РСФСР «Об охране окружающей природной среды» от 19 декабря 1991 г.:
• регулирование отношений общества и природы с целью сохранения природных богатств и естественной среды обитания человека;
• предотвращение экологически вредного воздействия любой деятельности;
• оздоровление и улучшение качества окружающей природной среды;
• укрепление законности и правопорядка в интересах настоящего и будущих поколений людей.
Центральное место в Законе отведено предупреждению нанесения вреда природной среде, стимулированию и обеспечению исполнения экологических требований. В этой связи он формулирует ряд новых положений и подходов к решению экологических проблем в стране. К ним относятся:
• создание экономического механизма охраны окружающей среды;
• регулирование государственной экологической экспертизы;
• установление требований относительно экологического воспитания и образования;
• установление ответственности за экологические правонарушения и возмещение вреда, причиненного экологическими правонарушениями.
Нормативы качества окружающей среды устанавливаются в форме предельно допустимых концентраций (ПДК) вредных веществ, а также вредных микроорганизмов и других биологических веществ, загрязняющих окружающую среду, и нормативов предельно допустимых уровней (ПДУ) вредных физических воздействий на нее.
Нормативы качества окружающей среды устанавливают предельные ве-
1 17
личины вредных химических, физических и биологических воздействий на природную среду. Они служат также для оценки состояния атмосферного воздуха, вод, почв по химическим и биологическим характеристикам. Эти нормативы должны быть научно обоснованы. Завышенные нормативы оборачиваются для государства огромными финансовыми и материальными затратами. Занижение их сопряжено с риском причинения ущерба здоровью людей и окружающей среде. ; •
Под критериями в данном случае понимаются те общественные интересы, которые учитываются при разработке нормативов. Они выражены, к примеру, в ст. 26 Закона «Об охране окружающей природной среды», согласно которой нормативы ПДК вредных веществ устанавливаются в интересах охраны здоровья человека, сохранения генетического фонда, охраны растительного и животного мира.
В природоресурсном законодательстве критерии нормирования устанавливаются применительно к отдельным охраняемым природным ресурсам. Так, критерии нормирования допустимого загрязнения водоемов даны в приложениях к «Правилам охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами» от 16 мая 1974 г.
В соответствии с природоохранным законодательством нормативы качества окружающей среды являются едиными для всех территорий России.
Нормативы предельно допустимого вредного воздействия па состояние окружающей среды включают: нормативы предельно допустимых выбросов и сбросов вредных веществ, лимиты размещения отходов и др. Они определяют предельные размеры вредных воздействий на природу, устанавливаемые для отдельных источников таких воздействий. Регулирование выброса загрязняющих веществ в природную среду является одним из правовых средств ее охраны. Загрязнение окружающей среды предприятиями нефтепродуктообеспечения, к которым относятся и АЗС, в пределах установленных для них нормативов — один из основных показателей правомерности их эксплуатации. Нарушение этих нормативов образует юридическое основание для ограничения, приостановления или даже прекращения эксплуатации этих предприятий. .
Применительно к каждому из видов нормативов Закон «Об охране окружающей природной среды» определяет критерии их установления. Так, нормативы предельно допустимых выбросов и сбросов вредных веществ, загрязняющих атмосферный воздух, воды и почвы, устанавливаются с учетом производственных мощностей предприятия, данных о наличии мутагенного эффекта и иных вредных последствий по каждому источнику загрязнения, согласно действующим нормативам ПДК вредных веществ в окружающей природной среде (ст. 27 Закона). ' ‘ *
Требования о нормировании вредного воздействия на состояние окружающей среды распространяется на все источники такого воздействия. Если, скажем, на АЗС имеется несколько источников вредного воздействия, то для
1 1 8
каждого из них устанавливаются нормативы выбросов и сбросов.
Общие требования, касающиеся разработки нормативов предельно допустимого вредного воздействия на природную среду, содержащиеся в Законе «Об охране окружающей природной среды», детализируются и развиваются природоресурсными законами, а также в «Порядке разработки и утверждения экологических нормативов выбросов и сбросов загрязняющих веществ в окружающую природную среду, лимитов использования природных ресурсов, размещения отходов», утвержденном постановлением Правительства РФ от 3 августа 1992 г. и другими актами.
Как и проекты нормативов предельного использования природных ресурсов, проекты нормативов предельно допустимых вредных воздействий на состояние окружающей природной среды разрабатываются самими предприя-тиями-природопользователями.
Экологические меры охраны окружающей среды предусмотрены Законом «Об охране окружающей природной среды». В нем даны отсылки к другим актам законодательства РФ, которым детально регулируется применение отдельных мер. i ...Ы
Основными подзаконными актами по вопросам платы за загрязнение окружающей среды являются:
• Постановление Правительства РФ от 28 августа 1992 г. «Об утверждении Порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного воздействия».
• Постановление Правительства РФ от 31 декабря 1995 г. «О взимании платы за сброс сточных вод и загрязняющих веществ в системы канализации населенных пунктов».
• Базовые нормы платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ в окружающую природную среду и размещение отходов, утвержденные Минприродой России 27.11.92 г. по согласованию с Министерством Экономики России и Минфином России.
Меры экономического стимулирования охраны окружающей среды регулируются также и налоговым законодательством (Законом РФ от 27.12.91 г. «О налоге на прибыль предприятий и организаций» с изменениями от 31.12.95 г.). . . ........
Плата за природопользование является одним из основных принципов природопользования. В соответствии с законодательством об окружающей среде введение платности преследует достижение ряда целей.
Во-первых, важнейшая цель платежей — стимулирование природополь-зователей к рациональному использованию тех ресурсов, за которые они платят, и повышению эффективности их природоохранительной деятельности.
Законом «Об охране окружающей природной среды» (ст. 20) устанавли-
1 1 У
ваются два вида платежей за:
1. Выбросы, сбросы загрязняющих веществ, размещение отходов и другие » виды загрязнения в пределах установленных лимитов. «'J
2. Выбросы, сбросы загрязняющих веществ, размещение отходов и другие виды загрязнения сверх установленных лимитов.
При этом под лимитами понимаются нормативы предельно допустимых выбросов и сбросов вредных веществ, предусмотренные ст. 27 Закона «Об охране окружающей природной среды» и временно согласованные нормативы (ст. 45).
Определение размеров и взимание платы за загрязнение окружающей среды регламентируются на федеральном уровне постановлением Правительства РФ от 28 августа 1992 г., «Порядок определения платы и ее предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного воздействия» (далее - Порядок). .... .. ....
Порядок распространяет свое действие на предприятия, учреждения, организации, иностранных юридических и физических лиц, осуществляющих любые виды деятельности на территории РФ, связанные с природопользованием. '• ...,
Исходными при определении платы за загрязнение являются базовые нормативы платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ в окружающую природную среду, размещение отходов и другие виды вредного воздействия, а также коэффициенты, учитывающие экологические факторы.
Плата за загрязнение окружающей среды в размерах, не превышающих установленные природопользователю предельно допустимые нормативы выбросов, сбросов загрязняющих веществ, объемы размещения отходов, уровни вредного воздействия, определяется путем умножения соответствующих ставок платы на величину указанных видов загрязнения и суммирования полученных произведений по видам загрязнения.
Плата за загрязнение окружающей среды в пределах установленных лимитов определяется путем умножения соответствующих ставок платы на разницу между лимитными и предельно допустимыми выбросами, сбросами загрязняющих веществ, объемами размещения отходов, уровнями вредного воздействия и суммирование полученных произведений по видам загрязнения.
Плата за сверхлимитные загрязнения окружающей природной среды определяется путем умножения соответствующих ставок платы за загрязнение в пределах установленных лимитов на величину превышения фактической массы выбросов, сбросов загрязняющих веществ, объемов размещения отходов, уровней вредного воздействия над установленными лимитами, суммирования полученных произведений по видам загрязнения и умножение этих сумм на пятикратный повышающий коэффициент.
В случае отсутствия у природопользователя надлежаще оформленного разрешения на выброс, сброс загрязняющих веществ, размещение отходов, вся масса загрязняющих веществ учитывается как сверхлимитная.
120
Платежи за предельно допустимые выбросы, сбросы загрязняющих веществ, размещение отходов, уровни вредного воздействия осуществляется за счет себестоимости продукции (работ, услуг), а платежи за превышение их -за счет прибыли, остающейся в распоряжении природопользователя.
5.2. Источники вредного воздействия на
окружающую среду >
В процессе хранения нефтепродуктов в наземных и в меньшей степени в заглубленных металлических резервуарах (особенно в средней и южной климатических зонах) происходит испарение паров нефтепродуктов. Его относят к основным регламентируемым источникам загрязнения в процессе приемки, хранения, отпуска и зачистки резервуаров.
К нерегламентированным потенциальным источникам относят:
• утечки нефтепродуктов через уплотнительные узлы запорной арматуры, перекачивающих насосов, трубопроводов и наливных устройств;
• вентиляцию газового пространства резервуаров; - -
• сточные воды, содержащие нефтепродукты; •
• перелив резервуаров и цистерн; ‘
• аварийные ситуации, связанные с коррозионным разрушением резервуаров и коммуникаций, особенно при подземном хранении.
Степень загрязнения нефтепродуктами в каждом конкретном случае зависит от совершенства и организации технологических процессов хранения, свойств и количества хранимой продукции, способа и условий хранения, наличия контролирующей и регулирующей аппаратуры.
Загрязнение воздушного бассейна происходит при выделении паров нефтепродуктов в процессе «больших» и «малых» дыханий резервуаров, неправильной регулировке дыхательной и предохранительной аппаратуры и по другим причинам.
Загрязнение почвы и водоемов возможно сточными, ливневыми и талыми водами, содержащими нефтепродукты, образовавшимися при утечках из технологического оборудования, неплотностях запорной и регулирующей аппаратуры, перекачивающих устройств.
«Малые дыхания» вызываются температурными колебаниями окружающей среды. При повышении температуры воздуха в дневное время поверхности резервуара нагреваются, давление и температура парогазовой смеси, а, следовательно, и испарение нефтепродуктов, особенно легколетучих фракций, увеличиваются. Возрастание давления в парогазовом пространстве влечет за собой срабатывание дыхательного клапана и выход паро-воздушной смеси в окружающую среду. При этом важное значение имеет степень заполнения резервуара нефтепродуктом и связанный с ней объем газового пространства. При увеличении степени заполнения уменьшается объем газового про-
стран врем? прои< газов
«1 окру этом клап выд: сооз
] ваег кли
Г ньп
В чтс ни ар
об ш П, зг
3£ П
И П С
1 2 1
ве-i за х -
I в 1И-10->и-
Ы,
У-
Т-
Я, а-
)-
1-
Z-
И
странства и, следовательно, потери легких фракций от испарения. В ночное время при охлаждении продукта снижается давление парогазовой смеси и происходит обратное явление — воздух через впускной клапан поступает в газовое пространство резервуара.
«Большие дыхания» происходят при вытеснении паро-воздушной смеси в окружающую среду в процессе заполнения нефтепродуктом резервуара, при этом объем газового пространства уменьшается, срабатывает дыхательный клапан. Обратное явление — поступление воздуха в резервуар отмечается при выдаче продукта из резервуара. Объем «большого дыхания» приблизительно соответствует поступившему в резервуар количеству продукта.
Потери в результате «больших дыханий» растут при увеличении оборачиваемости (числа циклов заполнения-опорожнения) резервуаров и зависят от климатической зоны.
На автозаправочных станциях топливо хранят в основном в горизонтальных, цилиндрических резервуарах.
При подземном хранении резервуары устанавливают на такой глубине, чтобы верхняя образующая цилиндрической части находилась на расстоянии 0,8...1,2 м от поверхности земли. Резервуары оборудуются дыхательной арматурой. ’
Основной источник загрязнения на АЗС — «большие дыхания». В общем объеме выбросов вредных веществ они составляют около 40 %,что создает иногда в рабочей зоне максимальные разовые концентрации, превышающие ПДК. Потери при «малых дыханиях» ввиду заглубленности резервуаров незначительны, поэтому при технически исправной дыхательной аппаратуре загрязнение воздушной среды практически не происходит. Наиболее опасны проливы и утечки нефтепродуктов, так как они вызывают загрязнение почвы и грунтовых вод. Наиболее распространенные в настоящее время конструкции резервуаров затрудняют контроль состояния днища и корпуса и соответственно поиск утечек нефтепродуктов.
С целью охраны окружающей среды при проектировании, строительстве и эксплуатации АЗС необходимо:
• соблюдать действующие стандарты, нормы и правила в области охраны окружающей среды;
• рационально использовать природные ресурсы; систематически контролировать степень загрязнения водных акваторий, атмосферы и почвы нефтепродуктами;
• своевременно ликвидировать последствия загрязнения окружающей среды;
• разрабатывать и планомерно осуществлять на всех уровнях управления производством мероприятия по охране окружающей среды и сокращению потерь нефтепродуктов.
Не допускается эксплуатировать станцию до окончания строительства всех предусмотренных проектом объектов, обеспечивающих охрану окружающей среды.
122
5.3. Способы снижения выбросов нефтепродуктов и очистки сточных вод
На территории АЗС необходимо периодически проверять загазованность окружающего воздуха. Отбор и анализ проб проводят в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005. Частота и место отбора проб определяются приказом по предприятию, владеющему станцией, по согласованию с местными санитарно-эпидемиологическими станциями, и фиксируются в журнале лаборатории, проводящей отбор и анализ проб. . ,
Присутствие вредных веществ в воздухе рабочей зоны (пространство высотой до 2 м над уровнем пола или площадки, на которой находятся места постоянного или временного пребывания работающих) не должны превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) в мг/ м3: щ,.. г . ,.,-j бензин в пересчете на углерод — 100; ; ;.
масла минеральные — 5; . , . _• .
тетраэтилсвинец .. — 0,005; .
окись углерода — 20. .
Для жилых районов ПДК бензиновых паров составляет (мг/ м3): среднесуточная — 1,5;
максимально разовая — 5. .....
Эксплуатация АЗС не должна приводить к загрязнению окружающей среды вредными веществами выше допустимых норм.
На выбросы загрязняющих веществ должно быть разрешение по установленной форме, выдаваемое органами по охране природы на основании утвержденных норм предельно-допустимых выбросов (ПДВ).
Основные технические мероприятия по снижению загрязнения атмосферного воздуха:
• поддержание исправности и герметичности резервуаров и технологического оборудования;
• регулирование дыхательных клапанов резервуаров на требуемое избыточное давление и разрежение и контроль за их исправностью;
• оборудование резервуаров системами рециркуляции паров горючего;
• герметичное закрытие сливных и замерных устройств, люков смотровых и сливных колодцев после приема нефтепродуктов, измерения уровня, температуры и плотности;
• не допущение переливов нефтепродуктов при заполнении резервуаров и заправке техники;
• оборудование резервуаров системами «закрытого» слива нефтепродуктов с применением герметичных быстроразъемных муфт;
• применение спецустановок (колонок) для улавливания и очистки воздуха;
• сокращение времени пребывания автотранспортной единицы на территории станции. ,
123
При использовании специальных колонок вентиляционные выбросы могут подвергаться очистке адсорбционным методом.
Для снижения потерь в результате испарения в процессе хранения в резервуарах применяют различные способы и технологическое оборудование.
Газоуравнительные системы соединяют воздушные пространства резервуаров и автоцистерн при проведении сливоналивных операций. Для безопасной работы системы оборудуются дыхательной аппаратурой, огнепрегра-дителями и др. тдцььщг.- .
. •вмвузид .!«: --пц
Диски-отражатели применяют для снижения выбросов паров нефтепродуктов в окружающую среду. Они устанавливаются под монтажным патрубком дыхательного клапана в наземных и в заглубленных металлических ре-
Принцип работы диска-отражателя заключается в изменении направления входящей в резервуар струи воздуха, с вертикального на почти горизонтальное, в результате чего поток воздуха не распространяется вглубь резервуара. Перемешивание воздуха с парами нефтепродуктов происходит в верхней части, примыкающей к кровле резервуара, где концентрация паров нефтепродукта незначительна в сравнении с более насыщенным паром, находящимся у поверхности нефтепродукта и почти не участвующим в процессе конвективного перемешивания.
Диски-отражатели наиболее эффективны в резервуарах с большой оборачиваемостью. В течение теплого времени года потери от «больших дыханий» сокращаются на 30...40 %.
124
Дыхательная и предохранительная аппаратура применяется для предотвращения загрязнения воздушного бассейна при хранении нефтепродуктов. Как отмечалось раньше, для этой цели применяются совмещенные механические дыхательные клапаны и пневмоклапаны предохранительные реверсивные (см. табл. 2.6).
Тепло-отражающне покрытия на наружной поверхности стальных наземных резервуаров эффективно снижают потери нефтепродуктов при хранении за счет снижения интенсивности солнечной радиации и уменьшения амплитуды температурных колебаний газового пространства резервуара и поверхности нефтепродукта. Этот эффект проявляется в основном при хранении нефтепродуктов в наземных резервуарах, когда температура в резервуаре приближается к среднесуточной температуре окружающего воздуха.
Отражательная способность поверхности резервуара зависит от цвета покрытия резервуара (табл. 5.1).
Таблица 5.1
Влияние цвета окраски на отражение солнечных лучей
Цвет окраски Отражение солнечных лучей, %
Белый 90
Светло-кремовый • 88
Светло-розовый 86
Голубой 85
Светло-зеленый * . - - - 78,5 '
Алюминиевый : ' 35—67 Л- '
Светло-серый 57 А
Неокрашенный р-р 10
Черный 0
Теплоотражающие эмали ПФ-5135 и ПФ-5144, нанесенные на поверхность наземного резервуара, сокращают потери нефтепродуктов в результате испарения в среднем на 16—30 %.
Очистные сооружения применяют для сбора и очистки сточных вод, загрязненных нефтепродуктами. Требования к ним:
• оборудование очистных сооружений должно располагаться подземно;
• емкости-накопители необходимо оснащать датчиками уровня, для подачи сигнала оператору о номинальном заполнении;
• опорожнение емкостей-накопителей от нефтепродуктов должно осуществляться закрытым способом;
• линии деаэрации емкостей должны отвечать требованиям, предъявляемым НПБ 111-98;
. • трубопроводы необходимо оснащать гидрозатворами; ,,у -чает- •
крышки люков на стоках атмосферных осадков, загрязненных нефтепро-
125
дуктами, должны быть выполнены в виде решеток, обеспечивающих проветривание. . • • Г =•
Нефтепродукты сточных вод утилизируют заранее разработанными специальными способами.
АЗС должна быть оборудована производственно-ливневой канализацией для сбора производственных и дождевых стоков. Разлившийся нефтепродукт собирают в сборник для отработанных нефтепродуктов, а площадку очищают сильной струей воды, направляя сток в канализацию. Сточные воды по производственно-ливневой канализации направляют на очистные сооружения, состоящие из колодца-отстойника, фильтра и колодца-сборника. Из накопителя сточные воды вывозят на очистные сооружения других предприятий.
В стоках содержится 300—500 мг/л нефтепродуктов и 200—250 мг/л механических примесей.
Для предотвращения загрязнения водоемов и почвы вредными веществами производственно-дождевые сточные воды в обязательном порядке должны очищаться. Необходимая степень очистки должна обосновываться с учетом места сброса сточных вод и установленного норматива предельно-допустимого сброса (ПДС) загрязняющего вещества:
• при рыбохозяйственном водопользовании — 0,05 мг/л;
• при хозяйственно-питьевом водопользовании — 0,3 мг/л.
Для очистки и обезвреживания сточных вод используют химические и механические методы очистки. Первые предусматривают разложение нерастворимых веществ, их нейтрализацию и обесцвечивание, вторые — отстаивание, фильтрацию и флотацию.
На АЗС, как правило, применяются механические очистные сооружения, обеспечивающие выпадение осадков взвешенных частиц, сепарацию и удаление нефтепродуктов, отстой и фильтрование первой и второй ступени.
При фильтровании используют песок, металлическую стружку, металлические пластины с отверстиями, фильтрующие ткани, металлические сетки, бумагу, войлок, а также активированный уголь, маслопоглощающие материалы И др.
Очистные сооружения эксплуатируют в соответствии с производственной инструкцией. Сброс неочищенных стоков в водоемы категорически запрещен.
Загрязненный фильтрующий материал и осадки отвозят в специально отведенные места и уничтожают.
Необходимо систематически следить за чистотой канализационных колодцев. Не реже двух раз в год (весна и осень) проводят внутренний осмотр канализационной сети, колодцев.
Обо всех изменениях на очистных сооружениях, необходимо делать запись в паспорте станции. -
126
6 ПРИЛОЖЕНИЯ
6.1. Система управления качеством нефтепродутов в Российской Федерации
• 7? ' is ‘dH j.' J.. * л : v. .sii . r _‘Л •- 4 <’5?‘;i
Система ориентирована прежде всего для решения задач контроля качества продукции на двух основных этапах (рис. 6.1):
МВК — Межведомственная комиссия по допуску к производству и применению топлив, масел, смазок и специальных жидкостей при Госстандарте России.
РА МВК — рабочий аппарат Межведомственной комиссии.
РГ НЭ — рабочие группы научной экспертизы для экспертного рассмотрения результатов испытаний топлив, масел, смазок и специальных жидкостей и выдачи научно обоснованных рекомендаций МВК для принятия решения о возможности производства и безопасного применения указанной продукции.
Заказчик — производитель, продавец или потребитель нефтепродукта, осуществляющий заказ на получение допуска к производству и применению указанной продукции.
Исполнитель — испытательные лаборатории, аккредитованные Госстандартом РФ, научно-исследовательские институты и другие организации, владеющие соответствующей лабораторно-испытательной базой в объеме комплекса методов квалификационной оценки (ЕМКО).
127
‘r • на стадии разработки и допуска продукции к применению; •
на стадии реализации товарной продукции. ~ :
Система допуска нефтепродуктов к производству и применению определяет принципиальную возможность их использования по заданному (заявленному) функциональному назначению (перевод опытной продукции в товарную).
Оформление допуска к производству и применению нефтепродукта включает: 4i:‘ •' • i с :
ы • рассмотрение заявки; ~
• проведение приемочных или квалификационных испытаний;
-<• • оформление отчета о результатах испытаний; ' ? -1
• рассмотрение результатов испытаний; - > j :
• регистрацию допуска. ' ' ' •
Вся работа проводится в соответствии с ГОСТ Р51176-98 «Нефтепродукты. Оформление технического заключения (допуска) к производству и применению». = ‘ЭУ ...
Стандарт распространяется на нефтепродукты, рекомендуемые для широкого применения при эксплуатации различных видов техники:
• топлива (кроме ракетных, твердых, газообразных, для бытовых нужд, осветительных керосинов и котельно-печных, исключая марки мазутов для судовых энергетических установок);
• масла авиационные, моторные, турбинные, компрессорные, трансмиссионные и холодильные:
• смазки пластичные антифрикционные, уплотнительные, консервацион-ные;
специальные жидкости: амортизаторные, гидравлические, охлаждающие, противообледенительные, противооткатные и тормозные;
• материалы рабоче-консервационные и консервационные (масла, смазки, ингибированные пленкообразующие нефтяные составы и маслорастворимые ингибиторы коррозии). " '
Нефтепродукты, не указанные в этом перечне, допускаются к применению в соответствии с ГОСТ 15.001.
ГОСТ Р51176-98 является обязательным документом для всех организаций Российской Федерации независимо от форм собственности, осуществляющих производство и применение нефтепродуктов, указанных в области применения.
Стандарт разработан Открытым акционерным обществом «Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти» (ОАО «ВНИИ НП») и 25 Государственным научно-исследовательским МО РФ (ГосНИИ по химмотологии).
Эти организации являются ведущими в РФ в области нефтепереработки и химмотологии. Ниже приводятся основные направления их деятельности (Приложение 1, 2).
128
Типовые формы заявки и допуска к производству и применению нефтепродукта, а также требования к отчетам о результатах приемочных и квалификационных испытаний по ГОСТ Р51176-98 приведены в Приложениях
Межведомственная комиссия по допуску к производству и применению топлив, масел, смазок и специальных жидкостей при Госстандарте России создана на основании Указа Президиума Российской Федерации о координационных и консультативных органах постановлением Госстандарта России № 3 от 6.03.1996 г.
МВК состоит из 26 руководящих работников различных министерств и крупных нефтяных компаний, представляющих в равной степени интересы производителей и потребителей.
Для организации текущей деятельности на базе 25 ГосНИИ МО РФ создан рабочий аппарат Межведомственной комиссии РА МВК.
Для экспертного рассмотрения результатов испытаний топлив, масел, смазок и специальных жидкостей и выдачи научно обоснованных рекомендаций МВК для принятия решения о возможности производства и безопасного применения указанной продукции в технике созданы рабочие группы научной экспертизы (РГНЭ).
Порядок допуска к производству и применению нефтепродуктов базируется на положительно зарекомендовавших себя ранее технических принципах и распространяется на всех отечественных товаропроизводителей, а также импортеров продукции нефтепереработки. Порядок в полной мере соответствует ГОСТ 15.001-88 («Система разработки и постановки продукции на производство. Продукция производственно-технического назначения») и включает приемочные и квалификационные испытания. , у. . ,
Приемочные испытания:
испытания опытного нефтепродукта на соответствие требованиям технического задания (ТЗ) нормативных документов (НД) или технических условий (ТУ). . j ...... ;;
Приемочные испытания подразделяются на:
• лабораторно-стендовые (1-й этап) — предназначены для оценки физико-химических и эксплуатационных характеристик нефтепродукта и соответствия его требованиям ТЗ, нормам КМКО, НД и ТУ;
• стендовые (2-й этап) — предназначены для оценки надежности работы изделий, двигателей, агрегатов, узлов, систем и механизмов (далее — техники) на новом нефтепродукте:
• полигонные, контрольно-летные (3-й этап) — предназначены для подтверждения тактико-технических характеристик техники на новом нефтепродукте; х з-ш .
• эксплуатационные, или эксплуатацию под наблюдением (4-й этап) — предназначены для выявления особенностей использования нового нефтепродукта в условиях эксплуатации техники, установления периодичности ее обслуживания. • ' - - ; .... :
<
I
J
Д н ы
В]
1М
58
129
Программа, объем и сроки проведения приемочных испытаний головным исполнителем должны быть согласованы с разработчиком, изготовителем и заказчиком нового нефтепродукта.
В зависимости от рода техники и вида нефтепродукта МВК может принять решение о допуске нового продукта к производству и применению по результатам одного или нескольких этапов приемочных испытаний.
Условия финансирования приемочных испытаний оговариваются в договоре на разработку материала.
. Квалификационные испытания:
испытания опытного или модернизированного нефтепродукта, проводимые на соответствие требованиям НД или ТУ и нормам комплекса методов квалификационной оценки (КМКО).
КМКО — комплекс ускоренных методов испытаний нефтепродуктов на натурных агрегатах и двигателях внутреннего сгорания в сочетании с методами, входящими в НД или ТУ на нефтепродукт. ' : 7 : :,г ‘Ji’ ' ’ Квалификационные испытания проводятся при модернизации продукции для:
• подтверждения соответствия качества нефтепродукта требованиям нормативной документации (ГОСТ, ТУ и др.) и комплекса методов квалификационной оценки, свойствам опытного образца, прошедшего приемочные испытания, при изменении качества сырья или изменении технологии производства базовых компонентов, или корректировке состава пакета присадок;
• оценки качества образца нефтепродукта, ранее прошедшего приемочные испытания и допущенного к производству на других предприятиях в соответствии с нормативной документацией и комплексом методов квалификационной оценки при организации производства. • ГЦЧРД..
Квалификационные испытания проводят в 2-х месячный срок в объеме требований НД или ТУ и КМКО на вид нефтепродукта. При отсутствии норм КМКО сравнивают характеристики опытного и промышленного нефтепродукта аналогичного функционального назначения. При отсутствии КМКО на представленный вид нефтепродукта его испытания проводят по программе, согласованной с соответствующей РГНЭ.
Финансирование квалификационных испытаний осуществляется, как правило, организацией (предприятием), заинтересованной в модернизации и изменении технологии производства данного продукта.
Из действующих на 1999 год 30 КМКО предназначены для: ,
топлив — 6 . - s.!
масел—13 _ . з « з щ-д ц. чл"
смазок - 3 л. «.у- - ' „У.
рабочих жидкостей - 4 - s лл - h ? ;Л;3 ы
консервационных материалов — 4. •. . зм , и-.
Комплексы состоят из -220 различных методов испытаний, включающих 58 стандартизованных, 162 — межведомственных и квалификационных, из
130
которых 33 стендовых. Перечень действующих в отечественной практике КМКО автомобильных смазочных материалов и их состав в приложениях 7-18.
В отдельных случаях по решению МВК объем испытаний может быть дополнен методами, не входящими в КМКО, при условии, что метод прошел метрологическую аттестацию. РГНЭ в обоснованных случаях может обратиться в МВК с просьбой об использовании исследовательского метода для проведения квалификационных испытаний. ;: 'i ' к
Методы, включенные в КМКО утвержденные и введенные в действие МВК, прошедшие метрологическую аттестацию, являются обязательными для всех ведомств, организаций и предприятий, проводящих испытания.
Квалификационные испытания проводятся не менее чем в 2-х организациях. По их завершении головной исполнитель представляет в РГНЭ и РА МВК оформленный отчет.
Отчеты подвергаются технической экспертизе в РГНЭ, включающей ведущих специалистов соответствующего профиля. В 1999 г. функционировало 11 РГНЭ, в состав которых входило 85 специалистов из 35 организаций, занимающихся разработкой, испытанием производством и применением нефтепродуктов.
Официальным разрешением к производству и применению горюче-смазочных материалов являются решения Госкомиссии при Госстандарте, межведомственные решения, оформленные на уровне Министерств и ведомств, решения приемочной комиссии, оформленные по ГОСТ 15.001-88.
Система сертификации нефтепродуктов — предназначена прежде всего для контроля за качеством готовой продукции, поступающей на российский товарный рынок.
Сертификация продукции нефтепереработки проводится по системе сертификации ГОСТ Р, созданной в 1992 г. в соответствии с законами Российской Федерации «О защите прав потребителей» и «О сертификации продукции и услуг». С этой целью Госстандартом России аккредитованы испытательные лаборатории и органы по сертификации, утверждены основные правила проведения сертификации, включающие перечень нефтепродуктов, подлежащих обязательной сертификации.
Сертификация контролирует качество товарной продукции на этапе ее реализации. - ! то' «
Разработаны Правила проведения сертификации нефтепродуктов.
Особенностью современного этапа развития сертификации нефтепродуктов является создание МВК по допуску к производству и применению топлив, масел, смазок и специальных жидкостей.
В настоящее время сертифицируются только нефтепродукты, имеющие допуск к производству и применению.
Увеличение спроса на импортные нефтепродукты создало проблемы при
1 3 I
подборе отечественных аналогов, особенно вследствие различий в составе компонентов нефтепродуктов и методов их испытаний.
Оформление сертификата на соответствие импортных нефтепродуктов отечественным стандартом косвенно свидетельствует о том, что они могут применяться на отечественной технике. Это противоречит порядку допуска к производству и применению топлив, масел, смазок и специальных жидкостей.
Для устранения этих противоречий рекомендуется проводить сертификацию импортируемых в Россию нефтепродуктов на соответствие требованиям фирмы-изготовителя.
В настоящее время действует взаимное признание сертификатов стран СНГ. Для предупреждения поступления в Россию некачественных импортных нефтепродуктов должен проводиться предварительный анализ системы сертификации страны-изготовителя продукта и ее соответствия принятым международным требованиям. оиленнои ; ... - л.
Особенностью новых правил проведения сертификации является наделение органов по сертификации нефтепродуктов большими правами и ответственностью. При сертификации импортных нефтепродуктов осуществляется инспекционный контроль, контроль за испытаниями, проводимыми лабораториями, аккредитованными только на компетентность.
Органы по сертификации нефтепродуктов тесно сотрудничают с МВК.
Общегосударственная система контроля качества и сертификации горюче-смазочных материалов, созданная в 1993—1996 гг. снизила возможность проникновения на российский рынок некондиционной продукции.
132
•' ' ' ; Приложение 1
ОАО «ВНИИНП»
Открытое акционерное общество «Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти».
Является головной научно-исследовательской организацией нефтеперерабатывающей отрасли Минэнерго России.
Основные виды деятельности: " : .
• исследование нефтей различных месторождений и их смесей;
• совершенствование технологий и оборудования для глубокого обезвоживания и обессоливания нефтей и нефтепродуктов;
• разработка и внедрение перспективных процессов нефтепереработки (гид-рогенизационной переработки и каталитического крекинга нефтяных дистиллятов и остатков; адсорбционно-каталитической переработки остатков; получения базовых минеральных и синтетических масел), а также новых нефтепродуктов с улучшенными экологическими характеристиками: бензинов, авиационных керосинов, дизельного и печного топлива и присадок к ним, смазочных масел и присадок к ним, смазок, смазочно-охлаждающих технологических средств и средств защиты от коррозии;
• разработка и внедрение катализаторов и цеолитов различного назначения; ' : : • .
• согласование технологий производства топлив и смазочных материалов;
• испытание нефтепродуктов для их допуска к производству и применению, а также для сертификации, .
• метрологическое обеспечение контроля качества нефтепродуктов;
• стандартизация нефтепродуктов'.
экономика и ценообразование в нефтеперерабатывающей промышленности, научно-техническая, экологическая и коммерческая информация в области нефтепродуктов.
Институт аккредитован Министерством науки и технологий РФ как научно-исследовательская организация (25.08.98). На базе института функционирует технический комитет Госстандарта России по стандартизации нефтепродуктов и аккредитованный Госстандартом России сертификационный испытательный центр «Нефтепродукты» (18.05.98).
133
\ , Приложение 2
25 ГосНИИ МО РФ
25 Государственный научно-исследовательский институт МО РФ (по применению топлив, масел, смазок и специальных жидкостей —ГосНИИ по химмотологии).
Является головной научно-исследовательской организацией Министерства обороны России по применению топлив, масел, смазок и специальных жидкостей на военной технике. ';
Институт осуществляет свою деятельность совместно с другими институтами в интересах обороны страны и при решении химмотологических проблем отраслей промышленности и транспорта.
Основные виды деятельности: т
• исследования и выдача рекомендаций по рациональным технологиям применения топлив, горюче-смазочных материалов и специальных жидкостей, их унификации и контролю качества с учетом особенностей их характеристик, требований современной техники и условий эксплуатации;
разработка и внедрение перспективных технических средств транспортирования, перекачки, хранения и заправки горючего, технических средств оценки и контроля качества;
• испытание нефтепродуктов для их допуска к производству и применению, а также для сертификации;
• исследования, направленные на увеличение ресурса работы техники, сохраняемости горюче-смазочных материалов и специальных жидкостей, восстановление их качества и утилизацию;
разработка рекомендаций по использованию технических средств нефтепродуктообеспечения в промышленности, при ликвидации аварий и катастроф, техническому прикрытию магистральных нефтепродуктопроводов, мобилизационной подготовке службы горючего в современных условиях;
• разработка и внедрение эффективных экспресс-методов оценки физико-химических и эксплуатационных свойств ГСМ для оперативного выявления несоответствия состава и качества товарных продуктов действующим требованиям;
• совершенствование и разработка новых квалификационных методов оценки свойств ГСМ в соответствии с возрастающими требованиями к экологической безопасности производства и применения;
• разработка временных и постоянных норм расхода ГСМ на военной технике, проектов директивных указаний, методических пособий, инструкций и других материалов по нормированию и применению.
Для организации текущей деятельности МВК на базе 25 ГосНИИ МО РФ создан рабочий аппарат Межведомственной комиссии (РА МВК).
134
Приложение 3
ТИПОВАЯ ФОРМА ЗАЯВКИ
Государственный Комитет
? ' ... Российской Федерации
*а; . <--ч ’Г ' ‘ по стандартизации, метрологии
......и1: UVi:T>> .ft’ft- <.Г *. ла ч t . . ..... и сертификации
(Госстандарт России)
' ’ Межведомственная комиссия
: л .л . по допуску к производству и применению
;. >< у ; у ?gjx • jj-j у.,:.,Si- , is топлив, масел, смазок и специальных
жидкостей при Госстандарте России
• kra;** о •» ,. т. - у 117049, Москва, Ленинский проспект, 9
у и :,с л 1ft- „у,у , . -• , - .nAft-Hv .
ЗАЯВКА 77
на оформление допуска к производству и применению лгЛ
у;- нефтепродукта
>• ЛТ .—.н: • . ... п .г- . . .. ' ’УД. .
1.___________________________________________________________________________________
наименование предприятия-изготовителя продукта, код ОКПО
юридический адрес-------------------------------------------------------
телефон---------------- факс-------------------- телекс-----------------------------------
в лице -------——-------------------------------------------------------------------------
Ф.И.О. руководителя
, - С ft д: ' ' " ’ .
просит оформить допуск к производству и применению----------------------------------------
наименование, марка продукта.
нормативный документ (ГОСТ. ТУ и др.), партия №
выработанный
дата выработки
указать конкретно: изменение качества
сырья, технологии производства базовых компонентов, корректировку состава пакета присадок, изменение предприятия-изготовителя и т. д.
2 Заявитель обязуется: ...ашта
а) представить ТЗ* на разработку продукта; опытный продукт, паспорт качества; копии паспортов на компоненты, используемые при изготовлении опытного продукта; акт о выработке опытного продукта; справку о фактическом составе продукта; нормативный документ, по которому выработан продукт (ГОСТ, ТУ и др.); технологический регламент или краткое описание технологии производства испытуемого продукта; гигиеническое заключение и паспорт безопасности*;
б) оплатить все расходы на проведение испытаний и оформление допуска.
3 Дополнительные сведения
135
Руководитель предприятия
подпись, инициалы, фамилия
Главный бухгалтер ------------------------------------------------------------------------
подпись, инициалы, фамилия
Печать -- --~------• ' ......... Дата 1
1 ';i* ; '. М / ' У*
* Представляются при проведени приемочных испытаний. " ' ’ -
а
136
i_'- -- Приложение 4
ТИПОВАЯ ФОРМА ДОПУСКА
' Госстандарт России
Межведомственная комиссия по допуску к производству и применению топлив, масел, смазок и специальных жидкостей (Создана Постановлением Госстандарта России № 3 от 6 марта 1996 г.)
ДОПУСК к производству и применению №от «»19 г.
Нефтепродукт__________________________________________________________________________
наименование, марка продукта, нормативный документ
(ГОСТ, ТУ и др.)
состава ------------------------------------------------------------------------------
указать конкретно: качество сырья, технологию производства оазовых
компонентов, корректировку состава пакета присадок, изменение предприятия-изготовителя
прошел испытания в объеме комплекса методов квалификационной оценки
указать: этапы и объем испытаний для приемочных испытаний, наименование КМКО для квалификационных испытаний соответствует требованиям нормативных документов--------------------------------------
обозначение НД
нормам комплекса методов квалификационной оценки, не уступает по уровню качества товарному образцу и допускается к производству и применению наравне с товарным
область применения испытанного продукта или наименование товарной марки ГСМ, наряду с которыми допускается
Основанием для решения о допуске является рекомендация Рабочей группы научной экспертизы (РГНЭ)---------------------------------------------------------------------
наименование РГНЭ.
номер протокола, дата заседания РГНЭ
Юридический адрес предприятия — изготовителя продукта_________________________________
ПРЕДСЕДАТЕЛЬ МЕЖВЕДОМСТВЕННОЙ КОМИССИИ
м.п.
Подпись
137
-> ; - : "Tl . Приложение 5
ТРЕБОВАНИЯ К ОТЧЕТУ О РЕЗУЛЬТАТАХ ПРИЕМОЧНЫХ ИСПЫТАНИЙ *
ОПЫТНОГО НЕФТЕПРОДУКТА н
1. Отчет является официальным итоговым документом о результатах испытаний нового нефтепродукта, проводимых по решению МВК, и оформляется в соответствии с требованиями ГОСТ 7.32.
2. Отчет о результатах приемочных испытаний должен включать: ‘ !
— титульный лист; - - -
— содержание; ' < ' т
— введение; ' 'f?v" ; ;
— цель, объект, методики и результаты испытаний; — выводы; - ......
— заключение; * 1 -- -
— подписи; ' '
— список рассылки; ' ' ь- •иол :
— Приложения. \
2.1 На титульном листе указывают:
— название отчета; 7 ? л 5
— наименование организации, проводившей испытания;
— согласующие и утверждающие подписи;
— год оформления.
2.2 В разделе «Введение» указывают: . .
— для лабораторно-стендовых испытаний — основания для разработки, перспективы производства и применения нового нефтепродукта;
— для стендовых, полигонных и эксплуатационных испытаний — основания для проведения испытаний нового нефтепродукта. '. . .
2.3 В разделе «Цель испытаний» указывают, с какой целью проводились испытания:
— для 1-го этапа — оценку физико-химических и эксплуатационных характеристик и соответствия образца нового нефтепродукта требованиям ТЗ, нормам КМКО, НД или ТУ;
— для 2-го этапа — оценку надежности работы техники на новом нефтепродукте;
— для 3-го этапа — подтверждение тактико-технических характеристик техники на новом нефтепродукте;
— для 4-го этапа — выявление особенностей использования нового нефтепродукта в условиях эксплуатации техники, установление периодичности ее технического обслуживания.
2.4 В разделе «Объект испытаний» приводят данные о новом и (при необходимости) принятом для сравнения товарном нефтепродукте:
138
— кем и когда разработан и изготовлен новый нефтепродукт;
— краткое описание технологии изготовления нового нефтепродукта.
2.5 В разделе «Методика испытаний» дают краткое обоснование выбранных методов и условий проведения испытаний. • !
2.6 В разделе «Результаты испытаний» приводят:
— результаты испытаний и оценки технического состояния узлов и агрегатов техники после испытаний нового нефтепродукта;
— объем испытаний, проводимых в других организациях.
2.7 В разделе «Выводы» указывают соответствие нового нефтепродукта требованиям ТЗ, НД или ТУ. Дают сравнительную оценку нового и (при необходимости) принятого для сравнения нефтепродукта.
2.8 В разделе «Заключение» дают ответы по пунктам раздела «Цель испытаний» рекомендацию о допуске нефтепродукта к производству и применению, дальнейшим испытаниям или их прекращению.
2.9 Приложения к отчету должны содержать наряду с документами, указанными в п. 2 настоящего стандарта: ., . _г._ ,
— программу испытаний; ;
— протоколы испытаний; •- -;
— иллюстрационные и другие материалы, поясняющие результаты испытаний.
3. Отчет должен быть подписан ответственными исполнителями, соисполнителями, руководителями подразделений и утвержден руководителем головной организации, проводившей испытания, а г.мяог, . .
. П . ’ Ц/’-' • ' Г - -'У- - -.178 ЛкЦУ-.- У-KiuT;' ф ОьГ- !- .
‘ frronn ‘.q •
• Ц .муПе -- -Ифни? - —
- . . .. - Л ,г1
К ' ' .л/КУ/Щ К,,.-;': К ''.Г *л .'Л‘* - .Клр.. < ' . S’.b: . -Г
> - - - г - -- Г н.
.< ч.'КЯрЭзф К'' К.Г .. . г кгЛЩ'ГГ’Щу
рррда -моаон ь ' - «чн-г? жосфу н? Ж’"1' --у.--
иг-;,.-.;фг>щдйх у=•>, йй -jv-oxh' щ нэджсра:г.оп ; -safex*.-к. —
;этл7/-у:.у>> моаск к- ;
J'.«.(Иг;. З.Л' - i-iH.ft' О ’
г stiH.-HiaoHSTS? нхьнл: • хйнаоьоу .«• ..'/i/soqii;.,
3?т.НЬЯ-л : *. :.?;,*<< .*./.• и г :
- ф1; Я MOB".- -I «ННЧЬД ГЧ>4-«Я‘.’-?11 «ЙННйТМ" 7Н ' V
"}'Г . О;: '..к; фЗН K’.J. М.ОТКННЦЯ г ^iZisl-OX
139
...... • Приложение б
И fit.-'rw1 . Л-.' Jrrnai.'v -ГГ.-7 'Ж? ;
ТРЕБОВАНИЯ К ОТЧЕТУ О РЕЗУЛЬТАТАХ г.
• • ж . ; КВАЛИФИКАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ
, г . ОПЫТНОГО НЕФТЕПРОДУКТА , . .
. Ж>» Ж
1. Отчет является официальным итоговым документом о результатах законченных испытаний, проводимых по решению МВК, и оформляется в соответствии с требованиями ГОСТ 7.32.
2. Отчет о результатах квалификационных испытаний должен содержать: — титульный лист;
— содержание; : .
— введение; - ж
— цель, объект и результаты испытаний;
— выводы;
— заключение; . . ... ... .
— подписи; , .
— список рассылки; . _ .
— приложения.
2.1 На титульном листе указывают:
— название отчета;
— наименование организации, проводившей испытания;
— согласующие и утверждающие подписи;
— год оформления.
2.2 В разделе «Введение» указывают основание для проведения испытаний.
2.3 В разделе «Цель испытаний» указывают подтверждение соответствия требованиям НД (или ТУ) и нормам КМКО опытных нефтепродуктов при освоении (организации) производства, изменения состава базовых компонентов, технологии производства, корректировке состава присадок.
2.4 В разделе «Объект испытаний» приводят данные об опытном нефтепродукте и (при необходимости) принятом для сравнения:
— кем и когда разработан и изготовлен опытный нефтепродукт;
— краткое описание технологии изготовления опытного нефтепродукта.
2.5 В разделе «Результаты испытаний» приводят результаты испытаний, полученные при квалификационных испытаниях опытного нефтепродукта по всем показателям НД или ТУ и КМКО, утвержденного для данного вида нефтепродукта;
2.6 В разделе «Выводы» указывают соответствие опытного нефтепродукта требованиям ТЗ, НД или ТУ и нормам КМКО. При отсутствии норм КМКО дают сравнительную оценку испытуемого и товарного нефтепродуктов.
2.7 В разделе «Заключение» дают ответы по пунктам раздела «Цель испытаний» рекомендации о допуске нефтепродукта к производству и примене
140
нию или дальнейшим испытаниям.
2.8 Приложения к отчету должны содержать документы, указанными в п. 2 настоящего стандарта. -« 1 • iV
3. Отчет должен быть подписан ответственными исполнителями, соисполнителями, руководителями подразделений и утвержден руководителем головной организации, проводившей испытания.
лЛ*..? ' •.V’itc.. Ч i.:--.-: -И"
"i з Ч i --Ц ’. •? ,, . г И14 < ; i
141
• . Приложение 7
? КОМПЛЕКС
квалификационной оценки масел для двухтактных бензиновых двигателей
№ п/п Оцениваемый показатель или свойство Нормативная (техническая) документация, регламентирующая метод оценки
1. Вязкость кинематическая при температуре 100 °C ГОСТ 33
2. Щелочное число ГОСТ 11362
3. Зольность сульфатная ГОСТ 12417
4. Массовая доля активных элементов ГОСТ 13538 ГОСТ 9827
5. Массовая доля механических примесей ГОСТ 6570
6. Массовая доля воды ГОСТ 2477
7. Моющие свойства на установке ПЗВ ГОСТ 5726
8. Плотность при температуре 20 °C ГОСТ 3960
9. Противозадирные свойства на установке ИМЗ-2ТД ТУ 38401 42
10. Моющие и антинагарные свойства на установке ИМЗ-2ТД ТУ 38401 43
Требуемое количество испытуемого образца — 10 дм3
142
. Приложение 8
КОМПЛЕКС
методов квалификационной оценки масел для четырехтактных форсированных транспортных
дизельных двигателей (дизелей)
№ п/п Оцениваемый показатель или свойство Нормативная (техническая) документация, регламентирующая метод оценки -
1. Вязкость кинематическая при температуре 40 и 100 °C ГОСТ 33
2. Вязкость динамическая при отрицательных температурах согласно классу вязкости: — на вискозиметре CCS — на вискозиметре MRV ASTM D 5293 ASTM D 4684
3. Индекс вязкости ~~ ~ ГОСТ 25371 '
4. Щелочное число ГОСТ 11362 - I 3 1
5. Зольность сульфатная ГОСТ 12417 I 53 1
6. Массовая доля активных элементов ГОСТ 13538 1 ГОСТ 9827
7. Испаряемость по NOAK 21 DIN 51581 или CEC-L-40-T-87
8. Стабильность по индукционному периоду осадкообразования (ИПО) ГОСТ 11063
9. Коррозионность на пластинах из свинца ГОСТ 50502 (вариант 2)
10. Стойкость к механической 3) деструкции полимерных присадок на форсуночном стенде ТУ ВНИИ НП или ав' CTC-L-14-A278 V
11. Защитные свойства против коррозии в камере влажности Решение ГМК № 23/1-232 от 12.11.75 Ж
12. Трибологические характеристики ГОСТ 9490 V
13. Моющие свойства на установке ПЗВ; — по стандартной методике 4' — по ужесточенной методике 51 ГОСТ 5726 S Решение ГМК № 23/1-267 от 29.12.79 Ж
14. Склонность к ценообразованию и стабильность пены ГОСТ 23652 или ASTM D К 892 К*
143
№ п/п Оцениваемый показатель или свойство Нормативная (техническая) документация, регламентирующая метод оценки
15. Моющие и противоизносные 61 свойства на установке ОД-9 Решение ГМК № 23/1-203 от 20.12.84
16. Антикоррозионные свойства 61 на установке ИКМ-40К или на установке Fitter W1 Решение ГМК № 23/1-165 от 27.07.83 или CF.C-L02-A-78 1
17. Антиокислительные свойства 61 на установке ИКМ или на установке Fitter W1 ГОСТ 20457 или CEC-L-01-А-78
Примечание. •' .
11 Для зимних и всесезонных загущенных и синтетических масел.
21 Для зимних и всесезонных минеральных загущенных масел.
31 Для загущенных масел. _ _
4) Для масел группы ЕД. ’
51 Для масел группы Г2 и Д.
6) Продолжительность испытаний 120 ч. . , ~
Требуемое количество испытуемого образца — 40 дм3
144
- Приложение 9
КОМПЛЕКС
методов квалификационной оценки масел
для автомобильных бензиновых двигателей и .......
для автомобильных тракторных и комбайновых дизелей
№ п/п Оцениваемый показатель или свойство Нормативная (техническая) документация, регламентирующая метод оценки
1. Вязкость кинематическая при температуре 40 и 100 °C ГОСТ 33
2. Вязкость динамическая 1121 при отрицательных температурах согласно классу вязкости: — на вискозиметре CCS — иа вискозиметре MRV ASTMD 5293 ASTM D 4684
3. Индекс вязкости 11 ГОСТ 25371
4. Щелочное число !| ГОСТ 11362
5. Зольность сульфатная " ГОСТ 12417
б. Массовая доля активных элементов " ГОСТ 13538 ГОСТ 9827
7. Испаряемость по NOAK 11 3) Метод DIN 51581 или CEC-L-40-T-87
8. Стабильность по индукционному периоду осадкообразования (ИПО) " ГОСТ 11063
9. Коррозионность иа пластинах из свинца 11 ГОСТ 50502 (вариант 2)
10. Деструкция полимерных присадок иа форсуночном стенде 1,41 (аналог БОШ инжектор) Допускается: — сравнительная оценка с маслом-прототипом иа установке УЗДН по ГОСТ 6794 — оценка деструкции путем определения вязкости при температуре 100 Ч? работавшего масла после 10 ч испытаний иа установках Petter, ИКМ и дизелях Д-240, Д-245 ТУ ВНИИ НИ или CTC-L-14-A-78
145
№ п/п Оцениваемый показатель или свойство Нормативная (техническая) документация, регламентирующая метод оценки
И. Защитные свойства против коррозии в камере влажности ” Решение ГМК № 23/1-232 от 12.11.75
12. Склонность к ценообразованию и стабильность пены 11 ASTM D 892 или ГОСТ 23652
13. Совместимость с материалами уплотнений (марка резин устанавливается в соответствии с ТЗ |)5) ГОСТ 9.030
14. Антиокислительные свойства на: — установке ИКМ или на установке Petter W-1 ГОСТ 20457 CEC-L-02-A-78
15. Антикоррозионные свойства 11 б) — на установке Petter W-1 — установке ИКМ (метод ИКМ 40л) или в дизеле Д-245 CEC-L-02-A-78 Протокол МВК от 12.04.93
16. Антипиттитовые свойства 71 на: — стенде СИ-10 — стенде СКТ-НАМИ Решение ГМК № 23/1-128 от 17.07.85 Решение ГМК № 23/1-251 от 25.11.81
17. Моющие, антикоррозионные и противоизносные свойства: 6181 — в дизеле Д-245 9) — в дизеле Д-240 101 Решение ГМК № 540/1-11 от 28.01.91
18. Склонность к образованию высокотемпературных отложений на установке НАМИ-1М 6) "> ГОСТ 20991
19. Склонность к образованию низкотемпературных отложений на установке НАМИ-1М 6)|1) ГОСТ 20994
20. Антифрикционные свойства на машине трения СМТ-1 1112) Решение ГМК № 540/1-175 от 17.10.90
Примечание.
11 Автомобильные бензиновые двигатели, автомобильные, тракторные и комбайновые дизели.
2) Для зимних и загущенных масел.
Для зимних и внесезонных масел.
4) Для загущенных масел (испытания обязательны, результаты не являются браковочными).
6 Зак. ±32
146
51 Определяется при проведении приемочных испытаний.
61 Продолжительность испытаний 120 ч.
” Автомобильные бензиновые двигатели, автомобильные дизели.
81 Автомобильные, тракторные и комбайновые дизели.
9) Для масел групп Гр Г, и Д. . .
|0) Для масел групп Вр В2, Г и Г2.
п> Автомобильные бензиновые двигатели. ‘
14 Для энергосберегающих масел. , .. . <
Требуемое количество испытуемого образца — 40 дм3
147
:-1-' ' Приложение 10 : нтзш;?.; ч, 5- ^ггяи? У J ' КОМПЛЕКС = -у квалификационной оценки масел ---..^^4». • для трансмиссий гусеничных машин
№ п/п Оцениваемый показатель или свойство Нормативная (техническая) документация, регламентирующая метод оценки
1. Вязкость кинематическая при температуре 50 и 100 °C и максимальной рабочей температуре ГОСТ 33 >
2. Вязкость при низкой температуре: — вязкость динамическая при скорости сдвига 6,31 с-1 через каждые 10 °C от 0 °C до температуры застывания масла, указанной в ГОСТ, ОСТ, ТУ на масло, Па хС ГОСТ 1929
3. Определение корродирующего действия на металл: — изменение веса металлической пластинки Решение ГМК № 23/1-60 от 18.07.75
4. Защитные свойства против коррозии в присутствии влаги: — коррозионное поражение по бальной системе ГОСТ 9.054 Хг.’-’Л:-- 1
5. Вспениваемость: — удельный объем масла — коэффициент устойчивости пены ГОСТ 21058
6. Совместимость с резиной: — изменение массы и объема резины при воздействии масел в течение 72 ч при температуре 125 и (или) 150 °C, % ГОСТ 9.030 /у i
7, Совместимость с другими маслами: — по свойству смесей масел (9:1, 5:5 и 1:9) и исходных Решение ГМК № 23/1-105 от 10.04.80
8. Физическая стабильность при хранении в присутствии влаги: — смазочные свойства масел, подвергнутых нагреванию, охлаждению и центрифугированию Решение ГМК № 23/1-72 от 17.03.80
9. Стабильность вязкости: — относительное снижение вязкости при оценке на установке УЗДН-1 или УЗДН-2Т в течение 1 ч, % Решение ГМК № 23/1-5 от 7.01.75
10. Термоокислительиая стабильность на приборе ДК-2-НАМИ Решение ГМК № 23/1-268 от 29.12.79
6*
148
№ п/п Оцениваемый показатель или свойство Нормативная (техническая) документация, регламентирующая метод оценки
11. Термоокислительная стабильность на шестеренной установке ТОМ: — по увеличению вязкости и образованию веществ, нерастворимых в петролейном эфире и бензоле Решение ГМК № 23/1-272 от 9.12.74
12. Определение трибологических свойств масел на четырехшариковой машине: — по критической нагрузке заедания, нагрузок сваривания, индексу задиров и показателю износа шариков ГОСТ 9490
13. Противозадирные свойства на шестеренчатом стенде IAE: 7'1 * — удельная нагрузка заедания шестерен Решение ГМК № 23/1-232 от 12.11.75
14. Работоспособность трансмиссионных масел в натурных трансмиссиях Решение ГМК № 23/1-272 от 9.12.74
15. Противоизносные свойства трансмиссионных масел в зубчатых передачах на модельном стенде испытаний шестерен: — по износостойкости зубчатого зацепления, состоянию поверхностей зубьев и изменению физико-химических свойств масел Решение ГМК № 23/1-272 от 9.12.74
16. Противоизносные свойства трансмиссионных масел в дисках трения: — по износостойкости, фрикционным свойствам и состоянию дисков трения Решение ГМК Ns 23/1-114 от 27.05.74
Требуемое количество испытуемого образца — 200 дм3
149
— -------—— ----- Приложение 11
КОМПЛЕКС
~методов квалификационной оценки автотракторных трансмиссионных масел
№ п/п Оцениваемый показатель или свойство Нормативная (техническая) документация, регламентирующая метод оценки
1. Динамическая вязкость при низкой температуре ГОСТ 1929, раздел II
2. Стабильность вязкости смазочных масел и специальных жидкостей, содержащих вязкостные полимерные присадки Решение ГМК № 23/1-5 от 7.01.75 , .
3. Противозадирные свойства трансмиссионных масел на шестеренчатом стенде IAE Решение ГМК № 23/1-232 от 12.11.75
4. Трибологические свойства на четырехшариковой машине ГОСТ 9490
5. Противоизносные свойства трансмиссионных масел на шестеренчатом стенде АТ-6 ° Решение ГМК от 22.06.70 (протокол № 6)
6. Противоизносные свойства масел для гидрообъемных передач 2) Решение ГМК № 23/1-17 от 9.01.84
7. Ускорение испытания защитных свойств ГОСТ 9.054 метод (1.4.3) (метод 5)
8. Коррозионное воздействие на медь ГОСТ 2917 ИСО 2160 или ASTM D-130
9. Физическая стабильность Решение ГМК № 23/1-72 от 17.03.80
10. Совместимость трансмиссионных и редукторных масел Решение ГМК № 23/1-105 от 10.04.80
И. Испытание резины на стойкость в ненапряженном состоянии к воздействию жидких агрессивных сред ГОСТ 9.030
12. Воздействие масел на натурные резиновые сальники '• ОСТ 38.05.146 (метод HATH)
13. Склонность к пенообразованию ASTM D-892 или ГОСТ 23652 (п. 5.5)
14. Противопиттинговые свойства Решение ГМК № 23/1-7 от 7.01.85
150
№ п/п Оцениваемый показатель или свойство Нормативная (техническая) документация, регламентирующая метод оценки
15. Комплексная оценка смазывающих свойств (противозадирных, противопиттинговых, противоизносных) Решение ГМК № 23/1-123 от 15.07.86
Примечание. ' ' i
’’ Для тракторных масел.
2) Для масел, используемых в гидрообъемных передачах.
Требуемое количество испытуемого образца — 50 дм3
151
Приложение 12
КОМПЛЕКС методов квалификационной оценки антифрикционных пластичных смазок общего назначения (в том числе многоцелевых и низкотемпературных)
№ п/п Оцениваемый показатель или свойство Нормативная (техническая) документация, регламентирующая метод оценки
1. Температура каплепадения 1! ГОСТ 6793
2. Предел прочности при сдвиге ГОСТ 7143 (метод Б)
3. Эффективная вязкость 2) ГОСТ 7143
4. Коллоидная стабильность ГОСТ 7142
5. Испаряемость ГОСТ 9566
6. Стабильность против окисления 2) ГОСТ 5734
7. Механическая стабильность ГОСТ 19295
8. Термостойкость ГОСТ 7143 (метод А)
9. Смываемость водой Решение ГМК № 23/1-231 от 11.10.77
10. Содержание механических примесей ГОСТ 6479
И. Содержание свободных щелочей и свободных органических кислот 21 ГОСТ 6707
12. Пенетрация ГОСТ 5346
13. Трибологические свойства на четырехшариковой машине трения ГОСТ 9490 - -
14. Работоспособность в микрослое на стенде “МК” 2! Решение ГМК № 23/1-188 от 27.09.89
15. Совместимость 4) Решение ГМК № 23/1-190 от 22.11.84
Примечание. . . .
п Определяется у мыльных и углеводородных смазок. ,t р'., \ ;
2) Определяется у мыльных смазок. " ,. .
3) Определяется у смазок, используемых в подшипниках качения. ’ ,
4) Используется при приемочных испытаниях.
Требуемое количество испытуемого образца — 3,0 кг
152
; _,.«i Прк.южени.е 13
КОМПЛЕКС
квалификационной оценки консервационных пластичных , г смазок общего назначения п
№ п/п Оцениваемый показатель или свойство Нормативная (техническая) документация, регламентирующая метод оценки
1. Температура каплепадения ГОСТ 6793
2. Предел прочности при сдвиге '• ГОСТ 7143 (метод Б)
3. Эффективная вязкость 21 ГОСТ 7143
4. Коллоидная стабильность ГОСТ 7142
5. Испаряемость ГОСТ 9566
б. Содержание механических примесей 3| ГОСТ 6479
7. Кислотное число ГОСТ 5985
8. Пенетрация ГОСТ 5346
9. Смываемость водой Решение ГМК № 23/1-231 от 11.10.77
10. Защитные свойства пластичных смазок в камере с морской водой Решение ГМК № 23/1-21 от 19.01.81
11. Защитные свойства пластичных смазок в камере сернистого ангидрида Решение ГМК № 23/1-21 от 19.01.81
12. Влагопроницаемость Решение ГМК № 23; 1-168 от 31.06.84
13. Адгезия Решение ГМК № 21/1-191 от 22.11.84
Коррозионная агрессивность ГОСТ 9.080
Примечание.
° Определяется при температурах 20 и 50 °C. ' •'
2) Определяется при одной из рекомендуемых температур. '
2> Определяется у смазок, не содержащих твердых компонентов
- - Д'»’--- 55
Требуемое количество испытуемого образца — 2,0 кг.
153
' , ......... Приложение 14
КОМПЛЕКС
методов квалификационной оценки пластичных смазок
„_____ специального назначения
№ п/п Оцениваемый показатель или свойство Нормативная (техническая) документация, регламентирующая метод оценки
1. Температура каплепадения 11 ГОСТ 6793
2. Предел прочности при сдвиге ГОСТ 7143 (метод Б)
3. Эффективная вязкость • ГОСТ 7143
4. Коллоидная стабильность ГОСТ 7142
5. Испаряемость 21 ГОСТ 9566
6. Стабильность против окисления ГОСТ 5734
7. Содержание механических примесей 31 ГОСТ 6479
8. Термостойкость ГОСТ 7143 (метод А)
9. Смываемость водой Решение ГМК № 23/1-231 от 11.10.77
10. Содержание свободных щелочей и свободных органических кислот ГОСТ 6707
11. Пенетрация ГОСТ 5346
12. Трибологические свойства на четырехшариковой машине трения ГОСТ 9490
13. Работоспособность на пятншариковой машине трения ОСТ 38.01416
14. Эксплуатационные свойства в подшипниках качения при повышенных температурах на стенде “ТДС” Решение ГМК № 23/1-215 от 01.11.76
15. Работоспособность в подшипниках качения при высоком скоростном факторе на установке “МАС' Решение ГМК № 23/1-215 от 01.11.76
16. Работоспособность пластичных смазок в подшипниках качения при высокой нагрузке на стенде “ЦКБ-60” Решение ГМК № 23/1-83 от 24.05.78
№ п/п Оцениваемый показатель или свойство Нормативная (техническая) документация, регламентирующая метод оценки
17. Работоспособность пластичных смазок при качателъном движении Решение ГМК № 23/1-83 от 24.05.78
18. Пусковые свойства пластичных смазок при минусовых температурах Решение ГМК № 23/1-83 от 24.05.78
Примечание. , i,:-
° Определяется у мыльных и углеводородных смазок. -
2> Определяется у мыльных смазок.
3) Определяется у смазок, не содержащих твердых компонентов.
Требуемое количество испытуемого образца — 2,0 кг.
155
Ьк Mwm.-ч jeii Приложение 15
КОМПЛЕКС
i методов квалификационной оценки рабочих жидкостей для тормозов автомобилей
№ п/п Оцениваемый показатель или свойство Нормативная (техническая) документация, регламентирующая метод оценки
1. Внешний вид ГОСТ 2706.1 (раздел I)
2. Вязкость кинематическая при 50, 100 и минус 40 °C ГОСТ 33 ,
3. Температура кипения “сухой” жидкости Решение ГМК № 23/1-239 от 06.11.81
4. Температура кипения “увлажненной” жидкости 11 SAEj-1703
5. Стабильность при высокой температуре ’’ SAEj-1703
6. Совместимость с резинотехническими материалами 2) ГОСТ 9.030
7. Водородный показатель (pH) ГОСТ 22567.2
8. Коррозионная агрессивность 112) SAEj-1703
9. Испаряемость 11 SAEj-1703
10. Противоизносные свойства на приборе МТ-25 Решение ГМК № 23/1-156 от 20.06.76
11. Работоспособность на стенде, имитирующем работу гидропривода тормозов автомобиля Решение ГМК от 23.10.85 (протокол № 2)
Примечание.
11 Аппаратура для испытаний устанавливается нормативной документацией на данный вид продукции.
2) Марки металлов и резин для испытаний, временные и температурные параметры испытаний устанавливаются нормативной документацией на данный вид продукции и квалификационными нормами.
Требуемое количество испытуемого образца — 10 дм3.
‘i, >
156
Приложение 16
КОМПЛЕКС
методов квалификационной оценки консервационных масел
№ п/п Оцениваемый показатель или свойство ' ЛИ- т Нормативная (техническая) документация, регламентирующая метод оценки
1. Защитная способность при воздействии сернистого ангидрида ГОСТ 9.054, метод 2
2. Защитная способность при воздействии соляного тумана 11 ГОСТ 9.054, метод 3
3. Защитная способность при воздействии бромистоводородной кислоты ГОСТ 9.054, метод 5
4. Защитная способность при постоянном погружении в электролит ГОСТ 9.054, метод 4
5. Защитная способность в условиях контакта разнородных металлов ГОСТ 9.054, метод 6
6. Стабильность защитных свойств в тонком слое Решение ГМК от 22.10.81 № 23/1-226
7. Стабильность защитных свойств в объеме 2) Решение ГМК от 22.10.81 № 23/1-226
8. Коррозионная агрессивность ГОСТ 2917
9. Прогнозируемая защитная эффективность в заданных условиях хранения 3) Решение ГМК от 10.05.84 № 23/1-103
Примечание.
” Определяется у масел, применяемых для противокоррозионной зашиты морской техники.
2) Определяется у масел, применяемых для противокоррозионной зашиты внутренних поверхностей масляных систем двигателей.
31 Используется при приемочных испытаниях опытных образцов вновь разрабатываемых масел.
Требуемое количество испытуемого образца — 3,0 дм3. ''' '' 1
157
’ г Приложение 17
КОМПЛЕКС 7 <
методов квалификационной оценки защитных свойств рабоче-консервационных моторных масел
№ п/п * ’У Т Оцениваемый показатель или свойство Нормативная (техническая) документация, регламентирующая метод оценки
1. Защитная способность при повышенных значениях относительной влажности и температуры воздуха с периодической конденсацией влаги ГОСТ 9.054, метод 1
- 2. Защитная способность при воздействии соляного тумана 2) ГОСТ 9.054, метод 3
3. Защитная способность при постоянном погружении в электролит 21 ГОСТ 9.054, метод 4
4. Защитная способность при воздействии бромистоводородной кислоты ГОСТ 9.054, метод 5
5. Защитная способность при контакте разнородных металлов ГОСТ 9.054, метод б
б. Стабильность защитных свойств в объеме 31 Решение ГМК № 23/1-226 от 22.10.81
7. Прогнозируемая защитная эффективность в заданных условиях хранения 4) Решение ГМК № 23/1-103 3 от 10.05.84
Примечание. i<!; - ; :='«У' у • >
11 Используется в дополнение к комплексам методов квалификационной оценки моторных масел, если испытуемое масло является рабоче-консервационным.
2) Определяется у судовых моторных масел.
3) Температура испытаний устанавливается по максимальной рабочей температуре, регламентируемой нормативной документацией на испытуемое масло.
4) Используется при приемочных испытаниях опытных образцов вновь разрабатываемых масел.
Требуемое количество испытуемого образца — 2,0 дм3. . г ,
15 8
swxw Приложение 18
Типовая форма допуска к производству и применению топлив, масел, смазок и специальных жидкостей
Госстандарт России
Межведомственная комиссия по допуску к производству и применению топлив, масел, смазок и специальных жидкостей '.t
(Создана Постановлением Госстандарта России № 3 от 6.03.96 г.)
. . - . •->с-4 . ДОПУСК ; ь.. ;
к производству и применению .. .
№от “______________”19_______________________г.
Опытный образец ________________________________________________________________
Наименование, марка продукта, нормативный документ
(ГОСТ, ТУ и др.) состава ________________________________________________________________________
указать конкретно: качества сырья, технологии производства базовых
компонентов, корректировке состава пакета присадок, изменения предприятия-изготовителя
прошел испытания в объеме комплекса методов квалификационной оценки
' ' наименование комплекса
соответствует требованиям нормативных документов гост, ТУ и др. нормам комплекса методов квалификационной оценки, не уступает по уровню качества
товарному образцу-!! допускается к производству и применению наравне с товарным
наименование, марка продукта
Основанием для решения о допуске является рекомендация Рабочей группы научной экспертизы (РГНЭ) --------------------------------------------------------------
наименование рабочей группы научной экспертизы,
номер протокола, дата заседания РГНЭ
Юридический адрес предприятия-изготовителя проудкта
ПРЕДСЕДАТЕЛЬ МЕЖВЕДОМСТВЕННОЙ КОМИССИИ ЗАМЕСТИТЕЛЬ ПРЕДСЕДАТЕЛЯ ГОССТАНДАРТА РОССИИ
O.i — «СУД 'll / о.аээгШЮл Ж.;.,~т
м.п.
] I
э г д е т 3!
Bl
т.
OJ
159
Н tti И ‘ яю*ле.г; -,£ Лг-л-ал:;: Л'?7 • > . Приложение 19
О СЕРТИФИКАЦИИ НЕФТЕПРОДУКТОВ .
В настоящее время одним из необходимых условий функционирования современного цивилизованного рынка товаров и услуг является наличие на нем исключительно сертифицированной продукции.
Сертификат соответствия является подтверждением того, что продукция безопасна для потребителя и окружающей среды, является качественной, сопровождается необходимым набором сервисных и иных дополнительных услуг.
Именно высокое качество товаров, его безопасность, подтвержденная соответствующим сертификатом, обеспечивает солидное положение производителя (продавца) на современном интегрированном международном рынке. Товар, даже высококачественный, но не имеющий соответствующего сертификата, который выдан независимой уполномоченной третьей стороной для подтверждения его уровня качества и безопасности, может быть реализован только по низкой цене, зачастую ниже своей себестоимости.
Таким образом, современный рынок стимулирует производителя (продавца) идти на значительные затраты по сертификации своей продукции. При этом многие фирмы для солидности и весомости полученных сертификатов, заказывают проведение сертификационных испытаний одновременно двум-трем испытательным центрам, расположенным в разных странах.
Более того, современный менеджмент производства относит такие категории как «качество» и «безопасность для окружающей среды» в число производственных категорий, которые в современном производстве планируются, управляются, контролируются и непрерывно совершенствуются. Менеджмент качества наиболее полно изложен в известных международных стандартах серии ISO 9000, а менеджмент экологии - в международных стандартах серии ISO 14000.
Во многих зарубежных странах сертификация проводится в основном на добровольной основе. Так производитель, который внедрил у себя систему управления качеством по ISO 9000, может направить в орган по сертификации только декларацию о соответствии, в которой фактически берет на себя обязательства выпускать только качественную продукцию удовлетворяющую требованиям НТД. Орган по сертификации проводит выборочный контроль качества представленной на сертификацию продукции и по его результатам выдает сертификат. Другой путь - заявитель обращается в орган по сертификации за получением сертификата и согласовывает с уполномоченным органом номенклатуру показателей, которые проверяются испытательными лабораториями.
В отдельных странах очень узкая и потенциально опасная для населения и окружающей среды продукция подвергается обязательной сертификации. Номенклатура продукции, подлежащей обязательной сертификации, утверждается правительственными органами.
Производитель, который у себя внедрил систему качества ISO 9000 и менеджмент экологии, имеет право указывать это в рекламной и рекламно-технической информации, а внедрение ISO 14000 имеют право наносить на этикетку и отражать в сопроводительной документации, что реализуемая им продукция экологически безопасна. В европейских странах существует различная маркировка экологической безопасности, хотя сейчас дискутируется вопрос о введении единого для объединенной Европы знака экологической безопасности.
После 2000 года сфера применимости стандарта ISO 14000 должна все в более возрастающей степени охватывать полный цикл производства и утилизации изделия, т.е. следующую цепочку: разработка конструкторской документации - изготовление опытного образца и опытной партии - организация массового производства - эксп
160
луатация - сервисное обслуживание, ремонт и оперативный контроль за эксплуатацией - утилизация отработанных изделий.
В России, с наличием на рынке значительного качества низкокачественной или фальсифицированной под марки известных фирм продукции, пока преобладает обязательная сертификация. Номенклатура товаров и услуг, подлежащих обязательной сертификации, отражена в ряде Законов РФ: «О сертификации продукции и услуг», «О защите прав потребителей», «Об охране атмосферного воздуха», «О газоснабжении в Российской Федерации», «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения», «Об отходах производства и потребления». Более детальный перечень товаров и услуг, подлежащих обязательной сертификации, утвержден Постановлением Правительства РФ от13.08.97 «Об утверждении перечня товаров и услуг, подлежащих обязательной сертификации» и последующими ежегодными дополнениями этого «Перечня...». Если иметь в виду только горюче-смазочные материалы и спецжид-кости (ГСМ), то в ограничительный перечень продукции, подлежащей обязательной сертификации, попали нефтепродукты и спецжидкости общетехнического назначения, выпускаемые в основном по ГОСТ. Огромная масса ГСМ, выпускаемых по ТУ, в этот ограничительный перечень не включена. Указанная продукция может сертифицироваться по добровольной схеме. Порядок прохождения обязательной сертификации ГСМ и родственной им продукции (природного, сжатого, сжиженного природного нефтяного газа) конкретизирован двумя Постановлениями Госстандарта РФ от 08.10.98 № 78 «Правила проведения сертификации нефтепродуктов» и от 21.08.2000 № 60 «Правила проведения сертификации газа». Согласно этим документам при обязательной сертификации проверяется соответствие сертифицируемой продукции всем показателям качества, приведенным в ГОСТ на данный продукт. При добровольной сертификации заявитель (продавец) согласовывает с соответствующим аккредитованным органом Госстандарта России номенклатуру показателей, на соответствие которым необходимо проверить сертифицируемую продукцию. По результатам сертификации выдается два документа - сертификат как таковой, удостоверяющий, что продукция соответствует по показателям требованиям НТД и лицензия на применение гостированного знака соответствия. Лицензия разрешает владельцу сертификата маркировать свою продукцию путем нанесения на этикетке, таре и в сопроводительной документации (товаротранспортных накладных) этого знака. Это означает, что реализуемая продукция сертифицирована Госстандартом России. Введены две различные окраски для документов, выдаваемых при обязательной и при добровольной сертификации. Обязательная сертификация - сертификат желтый, добровольная - голубой.
Постановление Госстандарта России от 08.10.98 № 78 рекомендует принимать на сертификацию только те нефтепродукты, которые имеют допуск к производству и применению Межведомственной комиссии Госстандарта России по допуску к производству и применению в России топлив, масел, смазок и спецжидкостей (МВК). В настоящее время новые учредительные документы о МВК находятся на рассмотрении в Минюсте РФ и после утверждения этих документов Минюстом РФ это требование из категории рекомендуемых перейдет в категорию обязательных требований.
В соответствии с ранее упомянутыми Постановлениями Госстандарта России нефтебазы, АЗС и другие торгующие организации не вправе принимать к хранению и на реализацию нефтепродукты и газ, не имеющие сертификата изготовителя (оптового поставщика). Дополнительной сертификации не подвергается продукция, уже имеющая сертификат, если она принимается на хранение без нарушения целостности заводской упаковки или пломбы поставщика. В этом случае сохраняет свою силу сертификат завода-изготовителя (поставщика). Продукция, которая на нефтебазе переливается в емкости для хранения, растаривается в более мелкую тару, подвергается компаундированию путем введения присадок и добавок и т. д., подлежит повторной сертификации. Повторная сертификация проводится для того, чтобы удостовериться, что выполняемые предприятием нефтепродуктообеспечения технологические опера
16 1
ции, коммуникации, пооперационный аналитический контроль и технологический регламент и техническая установка исключают смешение нефтепродуктов различных сортов и марок, попадание в них грязи, воды и т. д. Предприятие должно располагать резервными емкостями для хранения некондиционных нефтепродуктов, иметь утвержденные методики восстановления их качества или утилизации и т. д. С этой целью специалистами органа по сертификации проводится обследование нефтебазы и если она удовлетворяет предъявленным требованиям, то ей выдается сертификат не на конкретные партии нефтепродуктов (хотя и это возможно), а на определенный срок не более трех лет. Обязательной сертификации также подвергаются все импортные нефтепродукты вне зависимости от того разливается ли продукция в собственную тару, или реализуется в таре поставщика.
В соответствии с приказом Министра энергетики от 21.07.99 № 241 все предприятия нефтепродуктообеспечения отнесены к категории опасных объектов и производства и их деятельность должна быть лицензирована. Лицензии выдает Нефтяная инспекция Госэнергонадзора Минэнергетики РФ. Местные органы власти лицензируют работу АЗС по нормативным документам и требованиям, разработанным Минэнерго РФ.
Следует отметить, что в 1993-1995 гг., когда деятельность МВК была приостановлена, и функции Госстандарта России не были четко прописаны, в стране образовался некоторый «правовой вакуум» в области разработки НТД. Многие НПЗ, средние и малые предприятия выпустили огромное количество различных Технических условий (ТУ), по которым стали выпускать свои нефтепродукты. Так, автомобильные бензины выпускаются в настоящее время по двум ГОСТ и по более чем 25 ТУ, большинство которых содержит послабления и продукция, выпускаемая по этим ТУ, по отдельным показателям хуже, чем имеющиеся в ГОСТ на аналогичную продукцию.
С целью борьбы с таким обилием ТУ и подъема качества выпускаемой продукции в 1999 году были разработаны Общие технические требования (ОТТ) на автомобильные бензины, закрепленные соответствующим ГОСТ. В 2000 году были разработаны Общие технические требования на моторные масла для автотракторных двигателей, также оформленные соответствующим ГОСТ. В стадии разработки находятся ОТТ на дизельные топлива и специальные жидкости для автотракторной техники.
В Постановлениях Госстандарта России, изданных одновременно с утверждением ГОСТ на ОТТ, предписывается, что впредь вся продукция, на которую имеются ОТТ и которая выпускается по ТУ, должна проводить обязательную сертификацию на соответствие ОТТ (в частности в настоящее время все бензины и все моторные масла).
Таким образом, в настоящее время Госстандарт России добивается достижения качества реализуемой продукции только административными методами, т. е. делается основной акцент на обязательную сертификацию.
Следует сказать, что в настоящее время Госставдартом России и расширяется плацдарм для более широкого внедрения добровольной сертификации, в том числе и на основе декларации о соответствии. Так, вводятся в действие новые ГОСТ, являющиеся идентичными переводами известных международных стандартов ISO/МЭК, наряду с отечественными методами исследований и испытаний нефтепродуктов разрешено применять аналогичные методики ASTM, ISO, EN и другие. Последнее очень важно, так как в силу ряда причин многие отечественные методы испытаний нефтепродуктов не гармонизированы с аналогичными международными общепринятыми методиками испытаний. Это является одной из основных причин непризнания наших отечественных сертификатов на международном уровне. В силу этого ряд наших крупных нефтяных компаний с целью продвижения своей продукции на зарубежные рынки вынуждены обращаться к услугам зарубежных сертификационных центров. Так, стоимость зарубежного сертификата на моторное масло составляет сотни тысяч долларов. Перевод отечественных испытательных лабораторий на применение между
162
народных методик требует больших затрат на приобретение зарубежного дорогостоящего испытательного оборудования и такой переход естественно, может быть только постепенным и организационно подготовленным.
Расширение области обязательной сертификации возможно параллельно с более широким внедрением стандартов серии ISO 9000 по менеджменту качества, который постепенно переводится в разряд стандартов, обязательных к применению. В перспективе внедрение в России как обязательного стандарта стандартов серии ISO 14000 по менеджменту экологии.
В настоящее время в Российской федерации аккредитовано более 30 сертификационных центров, которые могут сертифицировать нефтепродукты и газ. Помимо центров, созданных при региональных подразделениях Госстандарта России (например «Тест-С.-Петербург») и его головных институтов, есть сертификационные центры, созданные на основе ЦЗЛ крупных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), промышленных предприятий или действующих в виде самостоятельных некоммерческих структур. Их перечень регулярно публикуется в периодических изданиях Госстандарта России и средствах массовой информации. Сертификаты, выдаваемые ими, вне зависимости от их территориального расположения, действительны на всей территории России.
Стоимость анализов устанавливается непосредственно самой лабораторией и не регламентируется Госстандартом России. Стоимость услуг по сертификации также строго регламентирована руководящими инструкциями Госстандарта.
Все изложенное по отечественной сертификации продукции относится к сертификационным центрам, аккредитованным Госстандартом России в системе аккредитации ГОСТ Р. Помимо этой общегосударственной системы аккредитации существует и ряд ведомственных систем аккредитации. К их числу относится Морской регистр России, система «Газсерт», действующая в системе «Газпрома», и ряд других. Хотя многие из них официально признаны Госстандартом России как таковые, однако до настоящего времени вопрос эквивалентности сертификатов, выданных разными системами сертификации, пока не отрегулирован.
В заключение, следует сказать, что область сертификации непрерывно совершенствуется. Госстандартом России ежегодно издаются документы, относящиеся к этой сфере деятельности. По этой причине, прежде чем подать заявку на сертификацию и ее правильно заполнить, целесообразно получить необходимые консультации в Органе по сертификации. Адрес одного из органов по сертификации нефтепродуктов, в составе которого работают высококвалифицированные нефтяники-химмотологи приведен в приложении к данному изданию.
Руководитель Органа по сертификации ’ <l *' ’ :it KS’'iy:'
нефтепродуктов Автономной некоммерческой организации - *1 - -.-ль
«Центр сертификации топливно-энергетических ресурсов», доктор технических наук, профессор, академик МАНЭБ Э. М. Мохнаткин
Материал предоставлен органом по сертификации нефтепродуктов Автономной некоммерческой организации «Центр сертификации топливно-энергетических ресурсов»
Аттестат аккредитации № РОСС RU.0001.11НХ18 от 14.12.1999
Лицензия Госстандарта РФ № 11НХ18 до 14.12.2002
адрес: 199034, Санкт-Петербург, В. О., 2-я линия, д. 5
тел.: (812) 328-67-59, 328-67-80
факс: (812) 238-79-41
1 63
6.2. Перечень основных нормативных документов по строительству и эксплуатации АЗС " , г : ?
• *• ' - • • - • <•- ? ж.,; - ./ Л,-1 ;
1. СНиП 2.01.01-82 “Строительная климатология и геофизика” ; «5-
2. СНиП 2.04.01-85 “Внутренний водопровод и канализация зданий”
3. СНиП 2.04.02-84 “Водоснабжение. Наружные сети и сооружения” ’
: 4. СНиП 2.04.05-91 “Отопление, вентиляция и кондиционирование”
5. СНиП 2.04.07-86 “Тепловые сети” ’
6. СНиП 2.04.09-84 “Пожарная автоматика зданий и сооружений” •
7. СНиП 2.05.07-91 “Промышленный транспорт”
8. СНиП 2.06.15-85 “Инженерная защита территории от затопления и : подтопления” '
9. СНиП 2.07.01-89 “Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений”
10. СНиП 2.09.04-87 “Административные и бытовые здания” : -
11. СНиП 2.11.03-93 “Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы”
12. СНиП 3.05.05-84 “Технологическое оборудование и технологические трубопроводы”
13. СНиП 3.05.06-85 “Электротехнические устройства” .
14. СНиП 21-01-97 “Пожарная безопасность зданий и сооружений”
15. СНиП 23-05-95 “Естественное и искусственное освещение” 8
16. СНиП П-12-77 “Защита от шума”
17. СНиП 11-89-80 “Генеральные планы промышленных предприятий”
18. ВНТП 5-95 “Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)”
19. ВСН 01-89 “Ведомственные строительные нормы. Предприятия по обслуживанию автомобилей”, утв. Минавтотрансом РФ 12.01.90 г.
20. ГОСТ 8.563 “ГСП. Методика выполнения измерений”
21. ГОСТ 8.346 “ГСП. Резервуары стальные горизонтальные. Методы и средства поверки”
22. ГОСТ 8.220 “Колонки маслораздаточные. Методы и средства поверки”
23. ГОСТ 8.400 “Мерники металлические образцовые. Методы и средства поверки”
24. ГОСТ 8.247 “Метрштоки для измерения уровня нефтепродуктов в транспортных и стационарных емкостях. Методы и средства поверки”
25. ГОСТ 9.602 ЕСЗКС “Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии”
26. ГОСТ 12.1.004 ССБТ “Пожарная безопасность. Общие требования”
27. ГОСТ 12.1.005 ССБТ “Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны”
28. ГОСТ 12.1.007 ССБТ “Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности”
29. ГОСТ 1510 “Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение”
30. ГОСТ 2517 “Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб”
31. ГОСТ 7502 “Рулетки измерительные металлические”
32. ГОСТ 9018 “Колонки топливораздаточные. Общие технические требования”
164
33. ГОСТ 18481 “Ареометры и цилиндры стеклянные. Технические условия” ' ?•
34. ГОСТ 19433 “Грузы опасные. Классификация и маркировка”
35. ГОСТ 25812 “Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии”
36. ГОСТ Р 50913 “Автомобильные транспортные средства для транспортирования и заправки нефтепродуктов. Типы, параметры и общие технические требования”
37. Правила технической эксплуатации стационарных, контейнерных и передвижных автозаправочных станций. - М.: Недра, 1988. - 61 с.
38. Правила пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения (ВППБ 01-01-94). - М.: 1996. - 96 с.
39. Правила по охране труда при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций (ПОТ Р 0-112-001-95). - М.:1995. - 172 с.
40. Инструкция о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР. - М.: 1985. - 70 с.
41. Рекомендации по контролю качества нефтепродуктов в системе нефтепродуктообеспечения. - М.: Минтопэнерго, 1997. - 34 с.
42. Положение об организации контроля и обеспечения сохранности качества нефтепродуктов в системе Российского Государственного концерна по обеспечению нефтепродуктами “Роснефтепродукт” (РД 112-РСФСР-040-91). -М.: 1992. -92 с.
43. Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту. - М.: Недра, 1988. - 270 с.
44. Автозаправочные станции. Требования пожарной безопасности. (НПБ 111-98). Изменение №1. - М.: 1999. - 23 с.
45. Правила пожарной безопасности в РФ (ППБ 01-98) /
46. Порядок согласования органами Государственного пожарного надзора РФ проектно-сметной документации на строительство (НПБ 03-93)
47. Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности (НПБ 105-95)
48. Методика определения норм водопотребления и водоотведения
49. Правила предоставления услуг по водоснабжению и канализации в РФ
50. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений (РД 34.21.122-87)
51. Рекомендации по предотвращению электризации нефтепродуктов при наливе в вертикальные и горизонтальные резервуары, автомобильные и железнодорожные цистерны, 1985.
52. Правила защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности, 1973.
53. ПР 50.2.002-94 “ГСИ. Порядок осуществления государственного метрологического надзора за выпуском, состоянием и применением СИ, аттестованными методиками выполнения измерений, эталонами и соблюдением метрологических правил и норм”
54. ПР 50.2.003-94 “ГСИ. Порядок осуществления государственного метрологического надзора за количеством товаров, отчуждаемых при совершении торговых операций”
55. ПР 50.2.004-94 “ГСИ. Порядок осуществления государственного метрологического надзора за количеством фасованных товаров в упаковках
165
любого вида при его расфасовке и продаже”
56. ПР 50.2.005-94 “ГСИ. Порядок лицензирования деятельности по изготовлению, ремонту, продаже и прокату средств измерений”
57. ПР 50.2.006-94 “ГСИ. Поверка средств измерений. Организация и порядок проведения” -л . ' s....
58. ПР 50.2.007-94 “ГСИ. Поверительные клейма”
59. ПР 50.2.009-94 “ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений”
60. ПР 50.2.010-94 “ГСИ. Требования к государственным центрам испытаний средств измерений и порядок их сертификации”
61. ПР 50.2.011-94 “ГСИ. Порядок ведения Государственного реестра средств измерений”
62. ПР 50.2.012-94 “ГСИ. Порядок аттестации поверителей средств измерений”
63. ПР 50.2.013-97 “ГСИ. Порядок аккредитации метрологических служб юридических лиц”
64. МИ 2277-93 “ГСИ. Система сертификации средств измерений. Основные • положения и порядок проведения работ”
65. МИ 2278-93 “ГСИ. Система сертификации средств измерений. Органы по сертификации. Порядок аккредитации”
66. МИ 2279-93 “ГСИ. Система сертификации средств измерений. Порядок ведения Реестра Системы”
67. МИ 2504-98 “ГСИ. Колонки топливораздаточные. Методика поверки с использованием мерников типа М2рСШ”
68. МИ 2395-97 “ГСИ. Объем нефтепродуктов, приведенный к 20 “С. методика выполнения измерений мерником со специальной шкалой”
69. МИ 1864-88 “ГСИ. Колонки топливораздаточные. Методика поверки”
70. МИ 1823-87 “ГСИ. Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров. Методика выполнения измерений геометрическим и объемным методами” ' . .
166
Использованная литература ; Т
1. Порядок допуска к производству и применению в РФ топлив, масел, смазок и специальных жидкостей/ Гришин Н.Н., Гутенев Б.С., Лашхи В.Л., Прокопьев И.А. - М.: Изд. Госстандарт. 1997. >• '-ТА'- : ' хг
2. Правила технической эксплуатации стационарных, контейнерных и передвижных автозаправочных станций. - М.: Недра, 1988. - 61 с.
3. Правила пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения (ВППБ 01-01-94). - М.: 1996. - 96 с.
4. Правила по охране труда при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций (ПОТ Р 0-112-001-95). - М.:1995. - 172 с.
5. Инструкция о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР. - М.: 1985. - 70 с.
6. Рекомендации по контролю качества нефтепродуктов в системе нефтепродуктообеспечения. - М.: Минтопэнерго, 1997. - 34 с.
7. Положение об организации контроля и обеспечения сохранности качества нефтепродуктов в системе Российского Государственного концерна по обеспечению нефтепродуктами “Роснефтепродукт” (РД 112-РСФСР-040-91). -М.: 1992.-92 с. •’ ' ' !
8. Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту. - М.: Недра, 1988. - 270 с.
9. Автозаправочные станции. Требования пожарной безопасности. (НПБ 111-98). Изменение №1. - М.: 1999. - 23 с.
10. Мартынюк Н.П. Топливозаправочные пункты на автотранспортных предприятиях: организация и эксплуатация. - М.: Транспорт, 1995. - 144 с.
11. Тарасевич В.А., Барановский П.А. Средства измерений нефтепродуктов на АЗС. - М.: Госстандарт, 1970. - 126.
12. Коваленко В.Г., Кантор Ф.М., Хабаров С.Р. Системы обеспечения нефтепродуктами. - М.: Недра, 1982. - 236 с.
13. Указ Президента РФ о координационных и консультативных органах, создаваемых Президентом РФ 30.09.1993 г. № 1149.
14. Постановление Правительства РФ о координационных и консультативных органах. 01.07.1994 № 625.
15. Постановление Госстандарта России об организации работы Межведомственной комиссии по допуску к производству и применению топлив, смазок и специальных жидкостей. 6.03.1996 г. № 3.
16. ГОСТ Р 51176-98. Нефтепродукты. Оформление технического заключения (допуска) к производству и применению.
17. Законы Российской Федерации 1992 г. “О защите прав потребителей” и “О сертификации продукции и услуг”.
18. Труды 25 ГОСНИИ МО РФ. Выпуск 51. М., 1998.
V-
A. H, Волгушев, А. С. Сафонов, А. И. Ушаков •
И?-
АВТОЗАПРАВОЧНЫЕ СТАНЦИИ ОБОРУДОВАНИЕ. ЭКСПЛУАТАЦИЯ
Подписано в печать с готовых диапозитивов 20.06.2001 г.
Формат 7ОХ1ОО1/1б. Бумага офсетная. Печать офсетная. -.
Объем 11 п. л. Тираж 2 000 экз. Заказ 132.
ООО «Издательство ДНК»
Изд. лицензия ИД № 02716 от 30 августа 2000 г.
191025, Санкт-Петербург, ул. Марата, 14, оф. 26.
По вопросам реализации книг обращаться
потел.: (812) 534-34-01.
ОАО «Санкт-Петербургская типография № б». 193144, Санкт-Петербург, ул. Моисеенко, д. 10. Телефон отдела маркетинга 271-35-42.