---
title: "Приказ Ростехнадзора от 07.11.2016 N 461"
number: "461"
issuer: "Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору"
issued_on: 2016-11-07
redaction: 2018-02-16
status: утратил силу
canonical: "https://bukva.ai/docs/prikaz-461-2016-rostehnadzor-federalnaya"
---

## Приказ Ростехнадзора от 07.11.2016 N 461

# Приказ Ростехнадзора от 07.11.2016 N 461

(ред. от 15.01.2018)

"Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов"

(Зарегистрировано в Минюсте России 30.11.2016 N 44503)

> [!WARNING]
> Документ утратил силу с [1 января 2021 года](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-1192-2020#p100008) в связи с изданием [Постановления](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-1192-2020#p100158) Правительства РФ от 06.08.2020 N 1192. Приказом Ростехнадзора от 15.12.2020 N 529 утверждены новые нормы и [правила](https://bukva.ai/docs/prikaz-529-2020-rostehnadzor-federalnaya#p100010).
> Начало действия редакции - 16.02.2018.
> Окончание действия документа - 31.12.2020.
> Изменения, внесенные [Приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-13-2018-rostehnadzor-federalnaya#p100006) Ростехнадзора от 15.01.2018 N 13, вступают в силу по истечении 10 дней после дня официального опубликования (опубликован на Официальном интернет-портале правовой информации [http://www.pravo.gov.ru](#p2) - 05.02.2018).
> Документ утратил силу с [1 января 2021 года](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-1192-2020#p100008) в связи с изданием [Постановления](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-1192-2020#p100158) Правительства РФ от 06.08.2020 N 1192.


<a id="p100001"></a>Зарегистрировано в Минюсте России 30 ноября 2016 г. N 44503

---


<a id="p100002"></a>**ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ**
**И АТОМНОМУ НАДЗОРУ**

<a id="p100003"></a>**ПРИКАЗ**
от 7 ноября 2016 г. N 461

<a id="p100004"></a>**ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ФЕДЕРАЛЬНЫХ НОРМ И ПРАВИЛ**
**В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА ПРОМЫШЛЕННОЙ**
**БЕЗОПАСНОСТИ СКЛАДОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ"**

<a id="p100005"></a>В соответствии с [подпунктом 5.2.2.16(1)](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-401-2004#p100240) Положения о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 32, ст. 3348; 2006, N 5, ст. 544; N 23, ст. 2527; N 52, ст. 5587; 2008, N 22, ст. 2581; N 46, ст. 5337; 2009, N 6, ст. 738; N 33, ст. 4081; N 49, ст. 5976; 2010, N 9, ст. 960; N 26, ст. 3350; N 38, ст. 4835; 2011, N 6, ст. 888; N 14, ст. 1935; N 41, ст. 5750; N 50, ст. 7385; 2012, N 29, ст. 4123; N 42, ст. 5726; 2013, N 12, ст. 1343; N 45, ст. 5822; 2014, N 2, ст. 108; N 35, ст. 4773; 2015, N 2, ст. 491; N 4, ст. 661; 2016, N 28, ст. 4741), приказываю:
1. <a id="p100006"></a>Утвердить прилагаемые к настоящему приказу федеральные [нормы и правила](#p100010) в области промышленной безопасности "Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов".
2. <a id="p100007"></a>Настоящий приказ вступает в силу по истечении шести месяцев после его официального опубликования.

<a id="p100008"></a>Руководитель
**А.В.АЛЕШИН**





<a id="p100009"></a>Утверждены
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 7 ноября 2016 г. N 461

<a id="p100010"></a>**ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА**
**В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА ПРОМЫШЛЕННОЙ**
**БЕЗОПАСНОСТИ СКЛАДОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ"**

<a id="p100011"></a>I. Общие положения

<a id="p100012"></a>1.1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов" (далее - Правила) разработаны в соответствии с:
<a id="p100013"></a>Федеральным [законом](https://bukva.ai/docs/zakon-116-fz-1997/statya-1#p62) от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2000, N 33, ст. 3348; 2003, N 2, ст. 167; 2004, N 35, ст. 3607; 2005, N 19, ст. 1752; 2006, N 52, ст. 5498; 2009, N 1, ст. 17, 21; N 52, ст. 6450; 2010, N 30, ст. 4002; N 31, ст. 4195, 4196; 2011, N 27, ст. 3880; N 30, ст. 4590, 4591, 4596; N 49, ст. 7015, 7025; 2012, N 26, ст. 3446; 2013, N 9, ст. 874; N 27, ст. 3478; 2015, N 1, ст. 67; N 29, ст. 4359; 2016, N 23, ст. 3294);
<a id="p100014"></a>Федеральным [законом](https://bukva.ai/docs/zakon-123-fz-2008/statya-70#p102042) от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 30, ст. 3579; 2012, N 29, ст. 3997; 2013, N 27, ст. 3477; 2014, N 26, ст. 3366; 2015, N 29, ст. 4360; 2016, N 27, ст. 4234);
<a id="p100015"></a>[Положением](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-401-2004#p100240) о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 32, ст. 3348; 2006, N 5, ст. 544; N 23, ст. 2527; N 52, ст. 5587; 2008, N 22, ст. 2581; N 46, ст. 5337; 2009, N 6, ст. 738; N 33, ст. 4081; N 49, ст. 5976; 2010, N 9, ст. 960; N 26, ст. 3350; N 38, ст. 4835; 2011, N 6, ст. 888; N 14, ст. 1935; N 41, ст. 5750; N 50, ст. 7385; 2012, N 29, ст. 4123; N 42, ст. 5726; 2013, N 12, ст. 1343; N 45, ст. 5822; 2014, N 2, ст. 108; N 35, ст. 4773; 2015, N 2, ст. 491; N 4, ст. 661; 2016, N 28, ст. 4741).
<a id="p100016"></a>В Правилах использованы обозначения единиц величин в соответствии с [постановлением](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-879-2009) Правительства Российской Федерации от 31 октября 2009 г. N 879 "Об утверждении Положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 45, ст. 5352; 2015, N 34, ст. 4905).
<a id="p100017"></a>1.2. Правила распространяются на опасные производственные объекты складов нефти и нефтепродуктов.
<a id="p100018"></a>Опасные производственные объекты складов нефти и нефтепродуктов включают в себя комплекс зданий, резервуаров и других сооружений, предназначенных для приема, хранения и выдачи нефти и нефтепродуктов. К опасным производственным объектам складов нефти и нефтепродуктов относятся нефтебазы, резервуарные парки и наливные станции магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, товарно-сырьевые парки центральных пунктов сбора нефтяных месторождений, нефтеперерабатывающих производств, а также склады нефтепродуктов, входящие в состав промышленных предприятий и организаций.
<a id="p100019"></a>1.3. Правила не распространяются на опасные производственные объекты хранения нефтепродуктов, имеющих упругость паров выше 93,3 кПа (сжиженные углеводородные газы, сжиженный природный газ, широкая фракция легких углеводородов).

<a id="p100020"></a>II. Требования к обеспечению безопасной
эксплуатации опасных производственных объектов складов
нефти и нефтепродуктов


#### <a id="p100021"></a>2.1 Линейные отводы от магистральных нефтепродуктопроводов


<a id="p100022"></a>2.1.1. Прием (отпуск) нефтепродуктов по отводящим распределительным трубопроводам (отводам) магистральных нефтепродуктопроводов должен осуществляться с соблюдением требований, установленных нормативными правовыми актами к организации и порядку сдачи нефтепродуктов по отводам магистральных нефтепродуктопроводов.
<a id="p100023"></a>2.1.2. Отводы (узлы приема) должны соответствовать техническим регламентам, сводам правил и норм технологического проектирования магистральных нефтепродуктопроводов, государственным стандартам.
<a id="p100024"></a>2.1.3. Класс герметичности запорной арматуры (задвижек) на нулевом километре отвода (начальная точка отвода), концевых задвижек отвода, технологических задвижек у резервуаров потребителей устанавливается в проектной документации.
<a id="p100025"></a>2.1.4. Узел подключения концевых задвижек отводов к технологическим трубопроводам потребителя должен быть огражден и обустроен:
<a id="p100026"></a>двумя стальными отсекающими задвижками на отводе;
<a id="p100027"></a>камерой отбора проб с пробоотборником;
<a id="p100028"></a>системой канализации с емкостью для слива отбираемых проб;
<a id="p100029"></a>манометрами, приборами учета и контроля качества нефтепродуктов.
<a id="p100030"></a>2.1.5. Во избежание гидроударов задвижки на отводе необходимо открывать в следующей последовательности: сначала открываются концевые задвижки отвода, после получения информации об открытии концевых задвижек - открываются задвижки на нулевом километре отвода.
<a id="p100031"></a>2.1.6. За состоянием отвода магистрального нефтепродуктопровода должен осуществляться периодический контроль. Периодичность и методы патрулирования трассы линейных отводов следует устанавливать с учетом условий эксплуатации, технического состояния трубопровода, особенностей участка прокладки трубопровода, природных факторов, влияющих на безопасность эксплуатации трубопровода. Результаты осмотра следует вносить в журнал обхода трассы отвода.
<a id="p100032"></a>2.1.7. Действия персонала при авариях должны соответствовать плану мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий (далее - ПМЛА), разработанному в соответствии с порядком, установленным [Положением](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-730-2013#p100009) о разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 26 августа 2013 г. N 730 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2013, N 35, ст. 4516), а также плану по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов (далее - ПЛРН), разработанному в соответствии с [Правилами](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-240-2002#p100011) организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 15 апреля 2002 г. N 240 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, N 16, ст. 1569; 2014, N 47, ст. 6548), и Основными [требованиями](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-613-2000#p100010) к разработке планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 21 августа 2000 г. N 613 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, N 35, ст. 3582; 2002, N 16, ст. 1569; 2014, N 47, ст. 6548).


#### <a id="p100033"></a>2.2 Железнодорожные сливоналивные эстакады


<a id="p100034"></a>2.2.1. Проектирование, монтаж, эксплуатация и ремонт сливоналивных эстакад должны проводиться в соответствии с требованиями нормативных правовых актов в области промышленной безопасности, нормативных технических документов, устанавливающих требования к проектированию железнодорожных сливоналивных эстакад легковоспламеняющихся (далее - ЛВЖ) и горючих жидкостей (далее - ГЖ), к проектированию автоматизированных установок тактового налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные цистерны.
<a id="p100035"></a>2.2.2. Прием и отгрузка нефти и нефтепродуктов в железнодорожные цистерны должны осуществляться через специально оборудованные сливоналивные устройства, обеспечивающие безопасное проведение сливоналивных операций.
<a id="p100036"></a>2.2.3. Сливоналивные эстакады должны быть оборудованы исправными откидными мостиками для переходов на цистерну. Откидные мостики в местах соприкосновения с металлической поверхностью цистерны должны иметь прокладки из неискрящего материала и быть устойчивыми к разрушению парами нефтепродуктов.
<a id="p100037"></a>2.2.4. Торможение цистерн башмаками, изготовленными из материала, дающего искрение, на участках слива-налива не допускается.
<a id="p100038"></a>2.2.5. Налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны должен осуществляться по бесшланговой системе шарнирно сочлененных или телескопических устройств, оборудованных автоматическими ограничителями налива. При наливе светлых нефтепродуктов следует предусматривать герметизацию налива с отводом паров в газосборную систему и (или) на установки регенерации и улавливания паров.
<a id="p100039"></a>Технические решения по герметизации налива обосновываются в проектной документации.
<a id="p100040"></a>2.2.6. Налив светлых нефтепродуктов, производимый через одно и то же наливное устройство, должен осуществляться с обеспечением мер, исключающих смешение продуктов.
<a id="p100041"></a>Для авиационных топлив при их отпуске потребителю следует предусматривать отдельные наливные устройства.
<a id="p100042"></a>Сливоналивные железнодорожные эстакады для нефтепродуктов (за исключением мазута, гудрона, битума и других подобных высоковязких нефтепродуктов) должны быть оборудованы устройствами нижнего герметизированного слива. Допускается слив светлых нефтепродуктов через герметичные верхние сливные устройства.
<a id="p100043"></a>Слив авиационных топлив должен производиться через нижние сливные устройства в отдельные резервуары для последующего отстаивания и удаления из них свободной (подтоварной) воды.
<a id="p100044"></a>2.2.7. Система трубопроводов должна быть выполнена таким образом, чтобы обеспечить полное освобождение трубопроводов после запорной арматуры от остатков наливаемого или сливаемого продукта.
<a id="p100045"></a>Коллекторы и продуктопроводы должны быть снабжены дренажными устройствами со сбросом дренируемого продукта в закрытую герметичную систему сбора и утилизации или в специальное техническое устройство, обеспечивающее герметичный прием дренируемого продукта.
<a id="p100046"></a>2.2.8. Для выполнения операций по аварийному освобождению неисправных цистерн от нефтепродуктов должны быть предусмотрены специально оборудованные места.
<a id="p100047"></a>2.2.9. Для сбора и отвода загрязненных нефтепродуктами атмосферных осадков, а также для смыва пролитых нефтепродуктов зона слива и налива должна иметь твердое бетонное покрытие, оборудованное устройствами отвода в дренажную систему. Рельсы в этой зоне должны прокладываться на железобетонных шпалах. Твердое покрытие должно быть водонепроницаемым, ограждаться по периметру бортиком высотой не менее 0,2 м и иметь уклоны не менее 2% для стока жидкости к приемным устройствам (лоткам, колодцам, приямкам).
<a id="p100048"></a>2.2.10. Загрязненный продукт из дренажной емкости должен быть направлен в емкости-резервуары для отделения воды от нефтепродуктов или в емкости-резервуары для отработанных нефтепродуктов.
<a id="p100049"></a>2.2.11. На сливоналивных эстакадах должны быть предусмотрены быстродействующие отключающие системы (автоматические устройства). Налив должен автоматически прекращаться при:
<a id="p100050"></a>выдаче заданной нормы;
<a id="p100051"></a>достижении предельного уровня заполнения железнодорожной цистерны;
<a id="p100052"></a>нарушении целостности цепи заземления железнодорожной цистерны.
<a id="p100053"></a>2.2.12. На трубопроводах, по которым поступают на эстакаду ЛВЖ и ГЖ, должны быть установлены запорные устройства для отключения этих трубопроводов при возникновении аварии на эстакаде. Управление указанными устройствами должно осуществляться по месту и (или) дистанционно (с безопасного расстояния) и обосновываться в проектной документации.
<a id="p100054"></a>2.2.13. Максимальная безопасная скорость налива нефти и нефтепродуктов должна приниматься с учетом свойств наливаемого продукта, диаметра трубопровода наливного устройства, материала трубопровода и обосновываться в проектной документации.
<a id="p100055"></a>2.2.14. Ограничение максимальной скорости налива нефти и нефтепродуктов до безопасных пределов должно обеспечиваться регулированием расхода посредством запорно-регулирующей арматуры на линии подачи нефти или нефтепродукта к железнодорожной эстакаде, или перепуском части продукта во всасывающий трубопровод насоса, или установкой частотно-регулируемого электропривода насоса. Автоматическое регулирование расхода продукта должно производиться при ограничении максимального давления в напорном трубопроводе подачи продукта на наливную железнодорожную эстакаду.
<a id="p100056"></a>2.2.15. Для исключения образования взрывоопасных смесей в системах трубопроводов и коллекторов слива и налива нефтепродуктов при проведении ремонтных работ в проектной документации следует предусматривать подвод к ним инертного газа или пара с использованием специально предназначенного оборудования и (или) стационарных линий. Данное требование не распространяется на склады авиатоплив.
<a id="p100057"></a>2.2.16. Сливные лотки приемно-сливной эстакады для мазутов, гудронов и битумов (далее - ПСЭ) должны выполняться из несгораемых материалов, перекрываться металлическими решетками, съемными крышками и оборудоваться средствами подогрева слитого топлива.
<a id="p100058"></a>Для вновь проектируемых эстакад слива вязких нефтепродуктов (мазутов, гудронов и битумов) следует предусматривать закрытые системы слива.
<a id="p100059"></a>2.2.17. Приемные емкости ПСЭ складов мазута должны быть оборудованы средствами измерения температуры и уровня, сигнализаторами предельных значений уровня, вентиляционными патрубками, средствами подогрева слитого мазута, перекачивающими насосами и ручной кран-балкой. Приемные емкости должны иметь защиту от перелива.
<a id="p100060"></a>2.2.18. Разогрев застывающих и высоковязких нефтепродуктов в железнодорожных цистернах, сливоналивных устройствах должен производиться паром, нефтепродуктом, нагретым циркуляционным способом или электроподогревом не выше 90 °C.
<a id="p100061"></a>При использовании электроподогрева электроподогреватели должны иметь взрывозащищенное исполнение.
<a id="p100062"></a>Для разогрева авиационных масел следует применять насыщенный водяной пар, подаваемый в циркуляционную систему, или переносные пароперегреватели.
<a id="p100063"></a>2.2.19. При проведении сливоналивных операций с нефтепродуктами, температура вспышки паров которых ниже 61 °C, применение электроподогрева не допускается.
<a id="p100064"></a>2.2.20. При использовании переносных подогревателей непосредственный контакт теплоносителя с нефтепродуктом не допускается.
<a id="p100065"></a>2.2.21. При использовании переносных пароподогревателей давление пара в подогревателе должно соответствовать показателям, установленным в технической документации (паспорте) пароподогревателя.
<a id="p100066"></a>2.2.22. Разогрев нефтепродуктов в железнодорожных цистернах переносными электрическими подогревателями должен производиться только в сочетании с циркуляционным нагревом в выносном подогревателе (теплообменнике).
<a id="p100067"></a>2.2.23. При использовании переносных электрических подогревателей последние должны быть оснащены блокировочными устройствами, отключающими их при снижении уровня жидкости над нагревательным устройством ниже 500 мм.
<a id="p100068"></a>2.2.24. Переносные паровые змеевики и переносные электрические подогреватели должны включаться в работу только после их погружения в нефтепродукт на глубину не менее 500 мм от уровня верхней кромки подогревателя. Прекращение подачи пара и отключение электроэнергии должны производиться до начала слива.
<a id="p100069"></a>2.2.25. Устройство установки нижнего слива (налива) нефти и нефтепродуктов должно соответствовать технической документации организации-изготовителя на установки нижнего слива (налива) нефти и нефтепродуктов для железнодорожных вагонов-цистерн.
<a id="p100070"></a>2.2.26. Налив нефти и светлых нефтепродуктов свободно падающей струей не допускается. Наливное устройство должно быть такой длины, чтобы расстояние от начала струи истечения до нижней образующей внутри цистерны не превышало 200 мм.
<a id="p100071"></a>2.2.27. На сливоналивных железнодорожных эстакадах, предназначенных для слива-налива нефти и светлых нефтепродуктов, должны быть установлены датчики загазованности согласно требованиям нормативных правовых актов в области промышленной безопасности.
<a id="p100072"></a>Слив и налив должен автоматически прекращаться при достижении загазованности воздушной среды выше 50% объемных от нижнего концентрационного предела распространения пламени (далее - НКПРП).
<a id="p100073"></a>Установка датчиков загазованности обосновывается в проектной документации в соответствии с техническими характеристиками приборов, указанных в паспортах организации-изготовителя.
<a id="p100074"></a>2.2.28. Для вновь проектируемых складов нефти и нефтепродуктов налив светлых нефтепродуктов в железнодорожные цистерны следует предусматривать с применением систем автоматизации.
<a id="p100075"></a>2.2.29. Сливоналивные эстакады для нефти и нефтепродуктов должны быть защищены от прямых ударов молнии.
<a id="p100076"></a>В целях отвода прямого удара молнии от железнодорожной эстакады и минимизации вторичных ее проявлений в зоне налива защита от прямых ударов молнии должна осуществляться отдельно стоящими молниеприемниками (стержневыми или тросовыми).
<a id="p100077"></a>2.2.30. Для предупреждения возможности накопления зарядов статического электричества и возникновения опасных разрядов при выполнении технологических сливоналивных операций с нефтепродуктами должно быть предусмотрено заземление цистерн, трубопроводов, наливных устройств, а также ограничение скорости налива в начальной и конечной стадиях налива.


#### <a id="p100078"></a>2.3 Автомобильные сливоналивные станции


<a id="p100079"></a>2.3.1. Автомобильные сливоналивные станции должны отвечать требованиям промышленной безопасности, нормам проектирования автоматизированных установок налива светлых нефтепродуктов в автомобильные цистерны, государственным стандартам.
<a id="p100080"></a>2.3.2. Наливная станция или пункт налива должны включать помещения пункта управления, площадки налива автомобильных цистерн, на которых расположены посты налива и наливные устройства.
<a id="p100081"></a>2.3.3. Посты налива должны быть оборудованы установками автоматизированного налива с управлением из пунктов управления, а также по месту.
<a id="p100082"></a>2.3.4. При осуществлении операций налива ЛВЖ и ГЖ не допускается самопроизвольное движение сливоналивных устройств.
<a id="p100083"></a>2.3.5. Для налива ЛВЖ с упругостью паров от 66,65 кПа сливоналивные устройства должны снабжаться устройствами отвода паров.
<a id="p100084"></a>2.3.6. Налив нефтепродуктов в автомобильные цистерны должен осуществляться по бесшланговой системе шарнирно сочлененных или телескопических устройств, оборудованных автоматическими ограничителями налива. Допускается применение гибких шлангов для налива при обосновании в проектной документации. Расстояние от конца наливной трубы до нижней образующей цистерны не должно превышать 200 мм.
<a id="p100085"></a>2.3.7. Наконечник наливной трубы должен быть изготовлен из материала, исключающего искрообразование при соударениях с цистерной. Конструкция наконечника должна исключать вертикальное падение и разбрызгивание струи продукта в начале операции налива.
<a id="p100086"></a>2.3.8. В целях исключения перелива нефтепродукта через край горловины цистерны следует применять ограничители уровня налива, позволяющие автоматически прекращать налив при достижении заданного значения.
<a id="p100087"></a>2.3.9. При окончании налива должны быть предусмотрены меры, обеспечивающие полное освобождение наливной трубы от продукта и исключающие возможность его пролива на цистерну.
<a id="p100088"></a>2.3.10. Для сбора остатков продукта, стекающих с наливной трубы при извлечении ее из цистерны, должен быть предусмотрен каплесборник.
<a id="p100089"></a>2.3.11. На сливоналивных устройствах, элементы которых соединены шарнирами с сальниковыми уплотнениями, изготовленными из неметаллических материалов, следует каждую смену визуально проверять целостность заземления, не допуская нарушения целостности единого контура, с регистрацией (записью) результатов осмотра в журнале приема-передачи смены. При обнаружении нарушения целостности единого контура заземления эксплуатация сливоналивных устройств не допускается.
<a id="p100090"></a>2.3.12. Для нижнего налива авиационного керосина в автомобильные цистерны (топливозаправщик) следует применять соединительные шарнирно сочлененные трубы из алюминия, исключающие искрообразование при стыковке с фланцем автомобильной цистерны.
<a id="p100091"></a>2.3.13. На пункте налива авиационных топлив следует предусматривать устройства для герметичного нижнего налива с автоматическим прекращением подачи топлива после достижения предельного уровня налива цистерны топливозаправщика.
<a id="p100092"></a>В системе налива авиационных топлив должно быть предусмотрено аварийное дистанционное (ручное) отключение насоса. Кнопка аварийного отключения на пункте налива должна быть легкодоступна.
<a id="p100093"></a>Верхний налив авиационных топлив не допускается.
<a id="p100094"></a>2.3.14. На сливоналивных станциях и пунктах слива-налива нефти и светлых нефтепродуктов должны быть установлены сигнализаторы довзрывных концентраций согласно требованиям нормативных правовых актов в области промышленной безопасности.
<a id="p100095"></a>2.3.15. При превышении концентрации паров нефтепродуктов на площадках сливоналивных станций и пунктов слива-налива более 20% объемных от НКПРП должны быть установлены блокировки по прекращению операций слива-налива и сигнализация, оповещающая о запрете запуска двигателей автомобилей.
<a id="p100096"></a>2.3.16. Не допускается запуск двигателей автомобильных цистерн, находящихся на площадке, в случаях пролива нефтепродукта до полной уборки пролитого нефтепродукта.
<a id="p100097"></a>2.3.17. Автомобильные наливные станции должны быть оборудованы специальными устройствами (светофорами, шлагбаумами или другими средствами, ограничивающими несогласованное движение транспорта) для предотвращения выезда заполненных нефтепродуктами автомобильных цистерн с опущенными в их горловины наливными устройствами.
<a id="p100098"></a>2.3.18. Автомобильные цистерны, стоящие под сливом-наливом на автомобильных наливных станциях, пунктах, должны быть заземлены с наличием блокировки, исключающей возможность запуска насосов для перекачки нефтепродуктов при отсутствии замкнутой электрической цепи "заземляющее устройство - автомобильная цистерна".
<a id="p100099"></a>2.3.19. Для исключения накопления зарядов статического электричества при выполнении сливоналивных операций с нефтепродуктами должно быть предусмотрено заземление цистерн, трубопроводов, наливных устройств, а также ограничение скорости налива в начальной и конечной стадиях налива.
<a id="p100100"></a>2.3.20. Водителям автомобильных цистерн, выполняющим операции слива-налива нефтепродуктов, не допускается находиться в одежде, способной накапливать заряды статического электричества.


#### <a id="p100101"></a>2.4 Сливоналивные причалы


<a id="p100102"></a>2.4.1. Сливоналивные причалы для осуществления операций с нефтью и нефтепродуктами должны быть обустроены в соответствии с нормами технологического проектирования морских и речных портов и требованиями законодательства в области промышленной безопасности.
<a id="p100103"></a>2.4.2. Сливоналивные причалы для осуществления операций с нефтью и нефтепродуктами должны быть оборудованы швартовными устройствами быстроотдающегося типа для срочного отхода танкера в аварийных случаях. Швартовное оборудование должно соответствовать размерам судов, швартующихся к причалам терминала.
<a id="p100104"></a>2.4.3. Сливоналивные причалы для осуществления операций с нефтью и нефтепродуктами должны быть оборудованы отбойными устройствами, исключающими искрообразование и повреждение корпуса при соприкосновении с судном.
<a id="p100105"></a>2.4.4. При погрузке судна для контроля за перекачкой нефти и нефтепродукта по трубопроводу у насосной станции и стендеров должны быть установлены приборы, контролирующие процесс перекачки. Показания приборов должны быть выведены в операторную.
<a id="p100106"></a>Места установки приборов, их количество и параметры контроля процесса перекачки устанавливаются в проектной документации.
<a id="p100107"></a>2.4.5. При несанкционированных отходах судна от причала должно срабатывать автоматическое устройство аварийного отсоединения стендера.
<a id="p100108"></a>Стендеры должны иметь приводные муфты аварийного разъединения (далее - ПМАР), предназначенные для быстрого отсоединения грузового стендера в случае аварии или в том случае, когда он выйдет за пределы его рабочей зоны действия.
<a id="p100109"></a>2.4.6. Для предотвращения пролива нефтепродуктов стендеры должны иметь систему аварийного разъединения (далее - САР), срабатывающую следующими способами:
<a id="p100110"></a>автоматически, когда стендер достигает обусловленного граничного положения;
<a id="p100111"></a>дистанционно с учетом нажатия кнопки на центральном пульте управления;
<a id="p100112"></a>вручную посредством управления гидравлическими клапанами в случае прекращения подачи электроэнергии на терминал.
<a id="p100113"></a>Клапаны САР, встроенные в верхнюю и нижнюю части ПМАР, должны быть гидравлически или механически сблокированы.
<a id="p100114"></a>2.4.7. Стендеры должны иметь достаточную безопасную рабочую зону движения, чтобы неизбежное движение танкера у причала не вызывало чрезмерного напряжения в стендерах.
<a id="p100115"></a>2.4.8. Стендеры подлежат периодической проверке по графику, утвержденному эксплуатирующей организацией.
<a id="p100116"></a>2.4.9. Береговой трубопровод в районе причала должен быть оборудован системами сброса давления в уравнительные резервуары для снижения воздействия возможного гидравлического удара.
<a id="p100117"></a>Для недопущения гидравлического удара следует предусматривать следующие меры:
<a id="p100118"></a>регулирование линейной скорости потока, то есть интенсивности перекачки продукта, до величины, смягчающей воздействие гидравлического удара;
<a id="p100119"></a>увеличение времени закрытия регулирующего клапана;
<a id="p100120"></a>использование систем сброса давления в уравнительные резервуары для снижения воздействия возможного гидравлического удара.
<a id="p100121"></a>2.4.10. Береговой трубопровод, по которому осуществляется загрузка или разгрузка танкера, должен иметь систему сброса давления в уравнительные резервуары с пропускной способностью, обеспечивающей предотвращение повышения давления выше расчетного берегового трубопровода.
<a id="p100122"></a>2.4.11. При расположении береговых насосов более чем в 100 м от причала автоматические предохранительные клапаны должны быть установлены на причале, чтобы исключить возможное повышение давления потоком нефти или нефтепродукта.
<a id="p100123"></a>2.4.12. На причале должна быть предусмотрена возможность аварийного отключения береговых грузовых насосов.
<a id="p100124"></a>2.4.13. Трубопроводы на причале должны быть оборудованы аварийной арматурой для безопасного управления сливом или наливом при возможных авариях. Места установки аварийной арматуры (расстояние от шлангоприемников или стендеров) обосновываются в проектной документации.
<a id="p100125"></a>2.4.14. На береговом трубопроводе, предназначенном для выгрузки из танкера нефти, нефтепродукта или балласта, должен быть установлен в районе шлангоприемников обратный клапан, закрывающийся при падении давления со стороны судна.
<a id="p100126"></a>2.4.15. При наливе светлых нефтепродуктов в танкеры на береговом трубопроводе перед стендерами следует устанавливать нейтрализатор статического электричества.
<a id="p100127"></a>Необходимость установки нейтрализатора статического электричества при перекачке темных нефтепродуктов определяется проектной документацией.
<a id="p100128"></a>2.4.16. Выбор шлангов должен осуществляться в зависимости от физико-химических свойств перемещаемой среды, параметров давления и температуры и размера судового трубопровода для обеспечения безопасности грузовых операций и обосновываться в проектной документации. Срок службы шлангов устанавливает организация-изготовитель.
<a id="p100129"></a>2.4.17. Лица, ответственные за проведение сливоналивных операций с нефтепродуктами, должны иметь сведения по каждому шлангу, включая следующие данные:
<a id="p100130"></a>название нефтепродукта, для которого он предназначен;
<a id="p100131"></a>дата изготовления;
<a id="p100132"></a>значение величины разрывного давления;
<a id="p100133"></a>значение величины рабочего давления;
<a id="p100134"></a>срок, после которого шланг должен проходить испытание;
<a id="p100135"></a>дата последнего испытания с указанием давления, при котором он испытывался.

##### <a id="p100136"></a>2.4.18 Грузовые шланги, находящиеся в эксплуатации, подлежат:

<a id="p100137"></a>визуальному контролю на наличие износа (повреждения);
<a id="p100138"></a>испытанию давлением, значение которого составляет 1,5 номинального рабочего давления, для выявления утечки содержимого шланга или смещения его концевых соединительных устройств;
<a id="p100139"></a>определению электрической проводимости.
<a id="p100140"></a>2.4.19. Лица, ответственные за проведение сливоналивных операций на судне и на причале, должны быть обеспечены средствами двусторонней связи.
<a id="p100141"></a>2.4.20. Во время грозы и сильного ветра (более 15 м/с) не допускается проведение сливоналивных операций с ЛВЖ.
<a id="p100142"></a>2.4.21. При погрузке и выгрузке судна в стендере или грузовой шланговой линии в месте присоединения к манифольду судна следует использовать электроизолирующее фланцевое соединение или токонепроводящий шланг.


#### <a id="p100143"></a>2.5 Резервуарные парки


<a id="p100144"></a>2.5.1. Для вновь строящихся и реконструируемых опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов не допускается хранение нефти и нефтепродуктов в заглубленных и подземных резервуарах.
<a id="p100145"></a>2.5.2. Класс опасности опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов определяется в зависимости от количества горючих жидкостей, находящихся в резервуарах, согласно проектной документации и в соответствии с [таблицей 2](https://bukva.ai/docs/zakon-116-fz-1997/statya-1#p212) приложения 2 к Федеральному закону от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов".
<a id="p100146"></a>2.5.3. Выбор типа резервуара для хранения нефти и нефтепродуктов (резервуар со стационарной крышей без понтона (далее - РВС); резервуар со стационарной крышей с понтоном (далее - РВСП); резервуар с плавающей крышей (далее - РВСПК)) осуществляется в зависимости от физико-химических свойств и показателей взрывоопасности хранимых продуктов.
<a id="p100147"></a>Для исключения образования взрывоопасной концентрации паров, а также для сокращения потерь нефти и нефтепродуктов РВС следует оборудовать техническими системами и средствами, предотвращающими образование взрывоопасных смесей и возможность взрыва внутри резервуара (газоуравнительные системы, системы улавливания и рекуперации паров, системы подачи инертных сред - создание азотной "подушки", применение общей газоуравнительной линии со сбросом газовой среды через гидрозатвор на свечу рассеивания в атмосферу).
<a id="p1"></a>Абзац утратил силу. - [Приказ](https://bukva.ai/docs/prikaz-13-2018-rostehnadzor-federalnaya#p100010) Ростехнадзора от 15.01.2018 N 13.
<a id="p100149"></a>Технические решения по применению систем и средств для предотвращения образования взрывоопасных смесей устанавливаются в проектной документации с учетом регламентированных режимов хранения, проведения операций приема и откачки продуктов хранения.
<a id="p100150"></a>2.5.4. Для площадочных опасных производственных объектов магистрального трубопроводного транспорта для аварийного сброса следует применять резервуары, оборудованные дыхательными и предохранительными клапанами без понтона, газоуравнительной системы и системы улавливания и рекуперации паров.
<a id="p100151"></a>2.5.5. При оснащении резервуаров газоуравнительной системой следует предусматривать средства дистанционного отключения каждого резервуара от этой системы в случае его аварийного состояния в целях недопущения развития аварии по газоуравнительной системе.
<a id="p100152"></a>При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой не допускается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными бензинами.
<a id="p100153"></a>2.5.6. При применении стальных резервуаров с защитной стенкой (типа "стакан в стакане") должен быть обеспечен контроль утечек продукта в межстенное пространство по прямому (утечки) или косвенному (загазованность) параметру. При обнаружении нарушения герметичности основного резервуара он должен быть выведен из эксплуатации.

##### <a id="p100154"></a>2.5.7 Стальные вертикальные резервуары в зависимости от их назначения должны быть оснащены:

<a id="p100155"></a>приемо-раздаточными патрубками с запорной арматурой;
<a id="p100156"></a>дыхательной и предохранительной арматурой с огнепреградителями;
<a id="p100157"></a>устройствами для отбора проб и удаления подтоварной воды;
<a id="p100158"></a>приборами контроля и сигнализации;
<a id="p100159"></a>устройствами для подогрева высоковязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов;
<a id="p100160"></a>противопожарным оборудованием;
<a id="p100161"></a>вентиляционными патрубками;
<a id="p100162"></a>устройствами молниезащиты, заземления и защиты от статического электричества.
<a id="p100163"></a>Полный комплект устанавливаемых на резервуаре устройств и оборудования и схема их расположения обосновываются в проектной документации.
<a id="p100164"></a>2.5.8. Резервуары для авиационных топлив на топливо-заправочных комплексах должны быть оборудованы плавающими устройствами для верхнего забора топлива.
<a id="p100165"></a>Не допускается хранить авиационные бензины и топливо для реактивных двигателей в РВСПК и (или) понтоном.
<a id="p100166"></a>Резервуары не должны быть оборудованы газоуравнительной системой и системой улавливания и рекуперации паров.
<a id="p100167"></a>2.5.9. Устанавливаемое на резервуарах для хранения нефти и нефтепродуктов оборудование, арматура и приборы контроля, сигнализации и защиты должны обеспечивать безопасную эксплуатацию резервуаров при:
<a id="p100168"></a>наполнении, хранении и опорожнении;
<a id="p100169"></a>зачистке и ремонте;
<a id="p100170"></a>отстое и удалении подтоварной воды;
<a id="p100171"></a>отборе проб;
<a id="p100172"></a>замере уровня, температуры, давления.
<a id="p100173"></a>2.5.10. Каждый резервуар, введенный в эксплуатацию, должен соответствовать проектной документации, иметь технический паспорт, в котором указан его порядковый номер согласно технологической схеме резервуарного парка, нанесенный также на корпус резервуара.
<a id="p100174"></a>2.5.11. Производительность наполнения (опорожнения) резервуаров не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных и предохранительных устройств.
<a id="p100175"></a>2.5.12. Максимальная производительность наполнения (опорожнения) для РВСПК и (или) понтоном ограничивается допустимой скоростью движения понтона (плавающей крыши), которая не должна превышать для резервуаров емкостью до 30 000 м3 - 6 м/ч, для резервуаров емкостью свыше 30 000 м3 - 4 м/ч. При этом скорость понтона при сдвиге не должна превышать 2,5 м/ч.
<a id="p100176"></a>2.5.13. Перепад между атмосферным давлением и давлением в резервуарах должен поддерживаться установленной дыхательной и предохранительной арматурой. Дыхательная арматура должна выбираться в зависимости от типа резервуара и хранимого продукта.
<a id="p100177"></a>2.5.14. При установке на резервуарах гидравлических клапанов последние должны быть заполнены трудноиспаряющейся, некристаллизующейся, неполимеризующейся и незамерзающей жидкостью.
<a id="p100178"></a>2.5.15. Для обеспечения нормальной работы дыхательных клапанов в зимний период необходимо регулярно очищать их от инея в целях недопущения уменьшения их пропускной способности. Сроки между осмотрами устанавливаются в технической документации организации-изготовителя.
<a id="p100179"></a>2.5.16. На резервуарах, оборудованных дыхательными клапанами, должны устанавливаться предохранительные клапаны. Дыхательные и предохранительные клапаны устанавливаются на самостоятельных патрубках.
<a id="p100180"></a>2.5.17. Материал уплотнителей (затворов) понтонов и плавающих крыш должен выбираться с учетом совместимости с хранимым продуктом, газонепроницаемости, старения, прочности на истирание, температуры окружающей среды и обосновываться в проектной документации.
<a id="p100181"></a>2.5.18. Трубопроводная обвязка резервуаров и насосов должна обеспечивать возможность перекачки продуктов из одного резервуара в другие в случае аварии. Для аварийного освобождения резервуары для хранения ЛВЖ и ГЖ оснащаются запорной арматурой. Применение запорной арматуры с дистанционным управлением устанавливается в проектной документации. Управление запорной арматурой с дистанционным управлением производится из операторной, а также из мест, доступных и безопасных для обслуживания в аварийных условиях. Время срабатывания арматуры устанавливается в проектной документации.
<a id="p100182"></a>2.5.19. Свеча рассеивания для сброса паров нефти и нефтепродуктов должна обеспечивать условия рассеивания газа, исключающие образование взрывоопасных концентраций в зоне размещения технологического оборудования, зданий и сооружений. Место размещения и высота свечи рассеивания должны определяться в проектной документации.
<a id="p100183"></a>2.5.20. Резервуары для нефти и нефтепродуктов должны быть оснащены контрольно-измерительными приборами в соответствии с проектной документацией.
<a id="p100184"></a>2.5.21. Для удаления подтоварной воды из вертикальных цилиндрических резервуаров, предназначенных для хранения нефти и нефтепродуктов, должна быть предусмотрена система дренирования подтоварной воды.
<a id="p100185"></a>При хранении нефтепродуктов в резервуарах не допускается наличие подтоварной воды выше минимального уровня, обеспечиваемого устройством для дренажа воды.
<a id="p100186"></a>2.5.22. В целях предотвращения переполнения системы дренирования при автоматическом сбросе подтоварной воды должна быть выполнена блокировка, исключающая переполнение приемной емкости.
<a id="p100187"></a>2.5.23. Для вновь строящихся и реконструируемых резервуаров со светлыми нефтепродуктами следует предусматривать стационарные пробоотборники, расположенные внизу.
<a id="p100188"></a>Ручной отбор проб светлых нефтепродуктов через люк на крыше резервуара не допускается.
<a id="p100189"></a>2.5.24. Для коммерческого учета и определения качества нефти и нефтепродуктов, хранящихся в резервуарах, допускается ручной отбор и замер их уровня. Операции по замеру уровня и отбору проб выполняются комиссионно в соответствии с инструкцией по учету и контролю качества нефтепродуктов, утвержденной эксплуатирующей организацией.
<a id="p100190"></a>2.5.25. Контроль уровня нефтепродуктов в резервуарах должен осуществляться контрольно-измерительными приборами.
<a id="p100191"></a>2.5.26. Резервуарные парки хранения светлых нефтепродуктов должны оснащаться средствами автоматического контроля и обнаружения утечек нефтепродуктов и (или) их паров в обваловании резервуаров. Все случаи обнаружения утечек в обваловании резервуаров нефтепродуктов и (или) их паров должны регистрироваться приборами с выводом показаний в помещение управления (операторной) и документироваться.
<a id="p100192"></a>Технические решения, количество и порядок размещения приборов обнаружения в обваловании резервуаров нефтепродуктов и (или) их паров должны устанавливаться в проектной документации в зависимости от вида хранящихся нефтепродуктов, условий их хранения, объема единичных емкостей резервуаров и порядка их размещения в составе склада.
<a id="p100193"></a>2.5.27. На площадках резервуарных парков хранения светлых нефтепродуктов в районе запорно-регулирующей арматуры узла подключения склада (парка), расположенного за пределами обвалования, должны устанавливаться приборы обнаружения утечек нефтепродуктов и (или) их паров.
<a id="p100194"></a>Количество приборов обнаружения нефтепродуктов и (или) их паров должно выбираться в зависимости от площади, занимаемой узлом, и устанавливаться в проектной документации в соответствии с техническими характеристиками приборов, указанных в паспортах организации-изготовителя.
<a id="p100195"></a>2.5.28. При хранении высоковязких и застывающих нефтепродуктов должен быть предусмотрен их подогрев. Выбор вида теплоносителя и способа подогрева обосновывается в проектной документации в зависимости от вида хранимого или перекачиваемого продукта, его физико-химических свойств и показателей взрывопожароопасности, климатических условий, типа резервуаров для хранения.
<a id="p100196"></a>2.5.29. Резервуары для мазута должны быть оборудованы устройствами подогрева мазута. При расположении внутри резервуара парового разогревающего устройства снаружи резервуара должны быть предусмотрены штуцеры для дренажа и воздушника с запорными устройствами для дренирования конденсата и отвода воздуха в период пуска.
<a id="p100197"></a>2.5.30. Температура подогрева мазута в резервуарах должна быть ниже температуры вспышки его паров в закрытом тигле не менее чем на 15 °C и не превышать 90 °C. Температура подогреваемого в резервуаре нефтепродукта должна постоянно контролироваться с регистрацией показаний в помещении управления (операторной) и документироваться.
<a id="p100198"></a>В резервуарах, оборудованных змеевиковыми подогревателями, не допускается подогрев мазута при уровне жидкости над подогревателями менее 500 мм.
<a id="p100199"></a>2.5.31. Подогреватели должны быть изготовлены из стальных бесшовных труб.
<a id="p100200"></a>2.5.32. При хранении в резервуарах нефти, мазута и других высоковязких нефтепродуктов для предотвращения накопления осадков должна быть предусмотрена система размыва.
<a id="p100201"></a>2.5.33. Установка электрооборудования, не связанного с эксплуатацией резервуаров, и транзитная прокладка электрокабельных линий внутри обвалования резервуаров не допускаются.
<a id="p100202"></a>2.5.34. Запорные устройства, установленные непосредственно у резервуара, должны дублироваться установкой запорных устройств на технологических трубопроводах вне обвалования.
<a id="p100203"></a>Узлы задвижек вне обвалования должны обеспечивать необходимые технологические переключения, а также возможность надежного отключения каждого резервуара. Применение арматуры с дистанционным управлением (электро-, пневмо- или гидроприводной) определяется условиями технологического процесса перекачки с обоснованием в проектной документации.
<a id="p100204"></a>Для вновь проектируемых резервуаров управление приводами запорной арматуры должно быть дистанционным из операторной и по месту ее установки.
<a id="p100205"></a>2.5.35. Общее освещение резервуарных парков должно осуществляться прожекторами. Прожекторные мачты устанавливаются на расстоянии не менее 10 м от резервуаров, но во всех случаях вне обвалования или ограждающих стен.
<a id="p100206"></a>2.5.36. Нефтепродукты должны подаваться в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания для обеспечения электростатической безопасности (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности).
<a id="p100207"></a>При заполнении порожнего резервуара нефть (нефтепродукты) должна подаваться со скоростью не более 1 м/с до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши).
<a id="p100208"></a>2.5.37. Все технологические операции по приему, хранению и отгрузке нефти и нефтепродуктов в резервуарных парках проводятся в соответствии с требованиями производственных инструкций, утвержденных эксплуатирующей организацией, и настоящих Правил.
<a id="p100209"></a>2.5.38. В процессе эксплуатации резервуаров следует обеспечивать осмотр их технического состояния, техническое обслуживание, ремонт и техническое диагностирование в соответствии с техническими документами, разработанными и утвержденными эксплуатирующей организацией на основании требований проектной документации, нормативных правовых актов и нормативных документов в области промышленной безопасности.
<a id="p100210"></a>2.5.39. При внутреннем осмотре резервуаров, колодцев управления задвижками и других сооружений при наличии в них паров нефтепродуктов следует использовать изолирующие средства защиты органов дыхания.


#### <a id="p100211"></a>2.6 Складские здания и сооружения для хранения

нефтепродуктов в таре на опасных производственных объектах
складов нефти и нефтепродуктов

<a id="p100212"></a>2.6.1. При размещении складских зданий и сооружений для хранения нефтепродуктов в таре должны соблюдаться требования, установленные законодательством Российской Федерации в области пожарной безопасности.
<a id="p100213"></a>Хранение нефтепродуктов в таре должно осуществляться в специально оборудованных зданиях и сооружениях, под навесами и на открытых площадках.
<a id="p100214"></a>Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов с температурой вспышки 45 °C и ниже на открытых площадках не допускается.
<a id="p100215"></a>2.6.2. Виды тары для хранения, требования к ее подготовке, заполнению и маркировке, условиям хранения, а также требования безопасности при заполнении и хранении должны соответствовать требованиям настоящих Правил.
<a id="p100216"></a>2.6.3. Не допускается совместное хранение нефтепродуктов в одном помещении с другими веществами, пожароопасные физико-химические свойства которых обладают способностью к окислению и воспламенению нефтепродуктов.
<a id="p100217"></a>2.6.4. Складские помещения для нефтепродуктов в таре могут быть объединены в одном здании с пунктами разлива и фасовки нефтепродуктов в тару, а также с насосными и другими помещениями при обеспечении требований законодательства Российской Федерации в области пожарной безопасности.
<a id="p100218"></a>2.6.5. При проведении погрузочно-разгрузочных и транспортных операций в складских помещениях и на площадках для хранения нефтепродуктов в таре должны быть предусмотрены средства механизации и обеспечены условия для их безопасного проезда.

##### <a id="p100219"></a>2.6.6 При хранении нефтепродуктов в таре в складских помещениях должны быть обеспечены следующие условия:

<a id="p100220"></a>контроль загазованности (при хранении ЛВЖ);
<a id="p100221"></a>необходимая кратность обмена воздуха;
<a id="p100222"></a>наличие погрузочно-разгрузочных устройств.
<a id="p100223"></a>2.6.7. Полы в складских зданиях для хранения нефтепродуктов в таре должны быть выполнены из несгораемых и невпитывающих нефтепродукты материалов, а при хранении ЛВЖ - из материалов, исключающих искрообразование. Поверхность пола должна быть гладкой с уклоном для стока жидкости в приямки.
<a id="p100224"></a>Полы в пунктах разлива и фасовки нефтепродуктов в тару, выполненные из неэлектропроводных материалов, должны быть закрыты металлическими листами с обеспечением заземления, на которые устанавливается тара (металлическая) при заполнении. Допускается осуществлять заземление бочек, бидонов и других передвижных емкостей путем присоединения их к заземляющему устройству медным тросиком с наконечником под болт.
<a id="p100225"></a>2.6.8. Площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны быть с твердым покрытием и уклоном для стока воды. По периметру площадок должны предусматриваться замкнутое обвалование или ограждающая стенка из негорючих материалов высотой 0,5 м.
<a id="p100226"></a>2.6.9. В складских помещениях для хранения нефтепродуктов в таре не допускается расфасовывать нефтепродукты, хранить упаковочные материалы, пустую тару и другие посторонние предметы. Площадка для хранения нефтепродуктов в таре должна быть оборудована отмостками и водоотводными каналами с уклоном для стока воды. Водоотводные лотки, трубопроводы, отмостки должны содержаться исправными и периодически очищаться.
<a id="p100227"></a>2.6.10. Затаривание и расфасовка нефтепродуктов (масла, смазки) в бочки и мелкую тару должны осуществляться в пунктах разлива и фасовки нефтепродуктов. Помещения пунктов разлива и фасовки должны размещаться в зданиях или на площадках под навесом в зависимости от климатических условий и видов продукции. В зависимости от вида и объема разливаемой продукции помещение следует делить на изолированные секции.
<a id="p100228"></a>2.6.11. Электрооборудование, электропроводка в помещениях пунктов разлива и фасовки нефтепродуктов в тару должны соответствовать требованиям технического [регламента](https://bukva.ai/docs/reshenie-825/statya-1#p100273) Таможенного союза "О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах" ТР ТС 012/2011, утвержденного решением Комиссии Таможенного союза от 18 октября 2011 г. N 825 (Официальный сайт Комиссии Таможенного союза http://www.tsouz.ru, 21 октября 2011 г.).
<a id="p100229"></a>2.6.12. Помещения пунктов разлива и фасовки нефтепродуктов в тару должны оснащаться автоматизированными устройствами для отпуска, затаривания и определения количества нефтепродуктов, средствами автоматического прекращения налива, системами контроля загазованности и аварийной вентиляции, средствами механизации погрузочных работ.
<a id="p100230"></a>2.6.13. Разлив в мелкую тару жидкой продукции должен осуществляться на автоматических установках и автоматических линиях, обеспечивающих герметичный налив.
<a id="p100231"></a>2.6.14. Мерные устройства, а также фасовочные агрегаты (камеры) разлива в тару жидкой продукции должны быть оборудованы местными отсосами.
<a id="p100232"></a>2.6.15. При наливе ЛВЖ в металлические бочки патрубок наливного шланга должен быть опущен до дна. Патрубок, шланг и бочка должны быть заземлены.
<a id="p100233"></a>2.6.16. Не допускается производить налив ЛВЖ и ГЖ в бочки, установленные непосредственно на автомобилях.
<a id="p100234"></a>2.6.17. Подключение пунктов разлива и фасовки нефтепродуктов в тару к основным трубопроводам следует производить посредством запорной арматуры с дистанционным и (или) местным управлением. Выбор управления арматурой обосновывается в проектной документации.
<a id="p100235"></a>2.6.18. Перед помещением пунктов разлива и фасовки нефтепродуктов в тару следует размещать погрузочно-разгрузочные площадки (пандусы), оборудованные средствами механизации.
<a id="p100236"></a>2.6.19. Раздаточные резервуары с нефтепродуктами единичной вместимостью до 25 м3 включительно при общей вместимости до 200 м3 в зависимости от вида отпускаемых нефтепродуктов размещаются в помещении пунктов разлива и фасовки:
<a id="p100237"></a>при условии обеспечения отвода паров из резервуаров за пределы помещений и заборных устройств приточной вентиляции;
<a id="p100238"></a>на расстоянии 2 м от сплошной (без проемов) стены помещения;
<a id="p100239"></a>при наличии ограждающих устройств (бортиков), ограничивающих площадь разлива нефтепродукта.
<a id="p100240"></a>2.6.20. Все технологические операции по приему, хранению и разливу нефтепродуктов в тару проводятся в соответствии с требованиями производственных инструкций, утвержденных эксплуатирующей организацией, и настоящих Правил.


#### <a id="p100241"></a>2.7 Технологические трубопроводы на опасных

производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов

<a id="p100242"></a>2.7.1. К технологическим трубопроводам относят трубопроводы, предназначенные для перемещения нефти, нефтепродуктов, отработанных нефтепродуктов и обеспечивающие в пределах опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов выполнение технологических операций и эксплуатацию оборудования, а также нефтепродуктопроводы, находящиеся на балансе организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты складов нефти и нефтепродуктов, по которым производится отпуск нефтепродуктов близлежащим организациям (между складом и нефтеперерабатывающими производствами, наливными причалами, отдельно стоящими железнодорожными и автомобильными эстакадами).
<a id="p100243"></a>Технологический трубопровод представляет собой конструкцию (сооружение), состоящую из труб, деталей и элементов трубопровода, включая трубопроводную арматуру, отводы, переходы, тройники, фланцы и элементы крепления, защиты и компенсации трубопровода (опоры, подвески, компенсаторы, болты, шайбы, прокладки), плотно и прочно соединенные между собой.
<a id="p100244"></a>2.7.2. Обслуживание и эксплуатация технологических трубопроводов осуществляются в соответствии с требованиями технических регламентов, федеральных норм и правил в области промышленной безопасности, технических документов, разработанных эксплуатирующей организацией.
<a id="p100245"></a>2.7.3. Организации, осуществляющие эксплуатацию технологических трубопроводов, обязаны обеспечивать их безопасную эксплуатацию, контроль за своевременным и качественным проведением ревизии и ремонта, а также за проведением экспертизы промышленной безопасности технологических трубопроводов.
<a id="p100246"></a>2.7.4. В проектной документации должны быть определены назначенный срок службы, категория и группа технологического трубопровода.
<a id="p100247"></a>2.7.5. Для транспортировки нефти и нефтепродуктов должны применяться стальные трубопроводы. Применение труб из стекла, а также из сгораемых и трудносгораемых материалов (фторопласт, полиэтилен, винипласт) не допускается.
<a id="p100248"></a>2.7.6. Для вновь строящихся и реконструируемых топливозаправочных комплексов опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов технологические трубопроводы для топлива реактивных двигателей должны изготавливаться из низкоуглеродистой стали с внутренним и наружным антикоррозионным покрытием или из коррозионно-стойких сталей.
<a id="p100249"></a>При подземной прокладке технологических трубопроводов необходимо дополнительно предусматривать электрохимическую защиту от коррозии.
<a id="p100250"></a>2.7.7. Не допускается применение в конструкциях трубопроводов для авиационных топлив материалов из медных и кадмиевых сплавов и оцинкованной стали.
<a id="p100251"></a>2.7.8. Технологические трубопроводы, прокладываемые на территории складов нефти и нефтепродуктов, должны обеспечивать удобство и безопасность их эксплуатации, выполнения работ по обслуживанию, ремонту и замене.
<a id="p100252"></a>2.7.9. Технологические трубопроводы должны выполняться из электросварных и бесшовных труб, в том числе с антикоррозионным покрытием. Выбор труб должен приниматься в зависимости от свойств перекачиваемой среды и рабочих параметров и обосновываться в проектной документации.
<a id="p100253"></a>2.7.10. Соединения трубопроводов между собой должны быть сварными. При перекачке по технологическим трубопроводам вязких и застывающих нефтепродуктов установка фланцевых соединений с применением прокладок из несгораемых материалов в местах установки арматуры и соединения с оборудованием обосновывается в проектной документации.
<a id="p100254"></a>2.7.11. На технологических трубопроводах при возможном повышении давления выше расчетного должны устанавливаться предохранительные клапаны, сбросы от которых должны направляться в закрытые технологические системы или резервуары аварийного сброса. Технические решения по установке предохранительных клапанов и сбросам в закрытые технологические системы или резервуары аварийного сброса устанавливаются в проектной документации.
<a id="p100255"></a>2.7.12. В проектной документации должны быть предусмотрены меры по освобождению трубопроводов от нефтепродуктов.
<a id="p100256"></a>На технологических трубопроводах не допускается наличие тупиковых участков и образования застойных зон.
<a id="p100257"></a>2.7.13. Прокладка технологических трубопроводов должна производиться с уклоном для возможности их опорожнения при остановках, при этом уклоны для трубопроводов следует принимать не менее:
<a id="p100258"></a>для светлых нефтепродуктов - 0,002 - 0,003;
<a id="p100259"></a>для горючих нефтепродуктов - 0,005;
<a id="p100260"></a>для высоковязких и застывающих нефтепродуктов - 0,02.
<a id="p100261"></a>2.7.14. Подвод инертного газа или пара для продувки технологических трубопроводов должен производиться в начальных и конечных точках трубопровода. Для этого должны быть предусмотрены штуцеры с арматурой и заглушкой.
<a id="p100262"></a>2.7.15. Технологические трубопроводы для перекачки вязких продуктов должны иметь наружный обогрев. В качестве теплоносителей используются пар, промтеплофикационная вода и электрообогрев. В случае применения электрообогрева с помощью ленточных нагревателей последние должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении.
<a id="p100263"></a>2.7.16. Для транспортировки мазута по технологическим трубопроводам следует применять стальные бесшовные трубы, изготовленные из спокойных углеродистых и низколегированных сталей.
<a id="p100264"></a>2.7.17. Температурные деформации трубопроводов для транспортировки мазута должны компенсироваться за счет поворотов и изгибов трассы трубопроводов (самокомпенсация) или установкой специальных компенсирующих устройств (П-образных компенсаторов).
<a id="p100265"></a>2.7.18. Применение сальниковых, линзовых и волнистых компенсаторов на технологических трубопроводах для транспортировки мазута не допускается.
<a id="p100266"></a>2.7.19. На технологических трубопроводах для транспортировки нефти и нефтепродуктов устанавливается арматура в соответствии с проектной документацией.
<a id="p100267"></a>Класс герметичности затвора арматуры обосновывается в проектной документации исходя из физико-химических свойств перемещаемых нефтепродуктов.
<a id="p100268"></a>2.7.20. Запорная арматура, установленная на технологических трубопроводах с условным диаметром более 400 мм, должна иметь механический привод (электро-, пневмо- или гидропривод) с дистанционным управлением и ручным дублированием.
<a id="p100269"></a>2.7.21. Конструкция уплотнений, сальниковые набивки, материалы прокладок и монтаж фланцевых соединений на технологических трубопроводах должны обеспечивать необходимую степень герметичности в течение межремонтного периода эксплуатации технологической системы.


#### <a id="p100270"></a>2.8 Насосные установки (станции) нефти и нефтепродуктов


<a id="p100271"></a>2.8.1. Насосная установка (станция) включает в себя один насосный агрегат или группу насосных агрегатов. Насосные установки (станции) нефти и нефтепродуктов могут быть закрытыми (в зданиях) и открытыми (под навесами).
<a id="p100272"></a>2.8.2. В открытых насосных станциях, расположенных под навесами, площадь устраиваемых в них боковых ограждений должна составлять не более 50% общей площади закрываемой стороны (считая по высоте от пола до выступающей части перекрытия или покрытия насосной станции).
<a id="p100273"></a>Защитные боковые ограждения открытых насосных станций должны быть выполнены из негорючих материалов и по условиям естественной вентиляции не доходить до пола и покрытия (перекрытия) насосной станции не менее чем на 0,3 м.
<a id="p100274"></a>2.8.3. Материальное исполнение насоса и его деталей должно обеспечивать безопасную эксплуатацию на весь срок его службы.
<a id="p100275"></a>Для нагнетания ЛВЖ и ГЖ должны применяться центробежные насосы бессальниковые с торцовым уплотнением. Тип торцового уплотнения (одинарное, одинарное с дополнительным уплотнением, двойное) должен определяться проектной документацией в зависимости от физико-химических свойств перекачиваемых сред.
<a id="p100276"></a>При применении двойных торцовых уплотнений в качестве затворной жидкости должны использоваться негорючие и (или) нейтральные к перекачиваемой среде жидкости.
<a id="p100277"></a>Допускается применение поршневых насосов для нагнетания ЛВЖ и ГЖ при малых объемных скоростях подачи, в том числе в системах дозирования, при обосновании принятого технического решения в проектной документации.
<a id="p100278"></a>При выборе насосов должны учитываться технические требования к безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах и требования настоящих Правил, а также технической документации организации-изготовителя.
<a id="p100279"></a>2.8.4. На нагнетательном трубопроводе должна быть предусмотрена установка обратного клапана для предотвращения перемещения транспортируемых веществ обратным ходом.
<a id="p100280"></a>2.8.5. Метод ограничения максимальной скорости подачи ЛВЖ и ГЖ в пределах регламентированных значений устанавливается в проектной документации (наличие байпасной линии для перепуска части нефтепродукта во всасывающий трубопровод насоса, установка частотно-регулируемого электропривода насоса).
<a id="p100281"></a>2.8.6. Насосные агрегаты должны оснащаться системами автоматизации, обеспечивающими их безопасную эксплуатацию в соответствии с требованиями проектной документации и технической документации организации-изготовителя.
<a id="p100282"></a>2.8.7. Насосные агрегаты, перекачивающие нефть и нефтепродукты, должны иметь дистанционное отключение из операторной и по месту.
<a id="p100283"></a>2.8.8. За уровнем вибрации насосных агрегатов должен быть установлен контроль в целях обеспечения их безопасной эксплуатации.
<a id="p100284"></a>2.8.9. Не допускается пуск в работу и эксплуатация насосных агрегатов при отсутствии ограждения на подвижных частях.
<a id="p100285"></a>2.8.10. В закрытых насосных станциях полы должны быть выполнены из негорючих и стойких к воздействию нефтепродуктов материалов. В полах следует располагать дренажные лотки. Лотки должны быть непроницаемыми для воды и нефтепродуктов и закрыты. Лотки следует соединять с канализацией через гидрозатворы с постоянным уклоном в сторону канализации.
<a id="p100286"></a>2.8.11. Размещение насосных станций следует выполнять в соответствии с требованиями законодательства о градостроительной деятельности, технических регламентов, проектной документации и настоящих Правил.
<a id="p100287"></a>Расположение насосов, трубопроводов и арматуры в помещениях насосных станций должно обеспечивать безопасное проведение работ по их техническому обслуживанию, осмотру, ремонту и монтажу (демонтажу).
<a id="p100288"></a>2.8.12. Для проектируемых и реконструируемых опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов строительство заглубленных насосных станций не допускается.
<a id="p100289"></a>2.8.13. При установке насосных агрегатов, перекачивающих высоковязкие, обводненные или застывающие при температуре наружного воздуха нефтепродукты на открытых площадках, должны быть соблюдены требования, обеспечивающие непрерывность их работы (теплоизоляция, обогрев насосов и трубопроводов, наличие систем продувки, промывки, пропарки насосов и трубопроводов).
<a id="p100290"></a>2.8.14. Корпуса насосов, перекачивающих ЛВЖ и ГЖ, должны быть заземлены независимо от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосами.
<a id="p100291"></a>2.8.15. В помещениях насосных станций следует устанавливать средства автоматического контроля загазованности по НКПРП с подачей сигнала (светового и звукового) у входа в помещение насосной и в операторную при достижении концентрации горючих газов и паров нефтепродуктов 20% объемных от НКПРП.
<a id="p100292"></a>Расстояние от датчика загазованности до наиболее удаленной точки возможных утечек в группе насосов не должно превышать 4 м (по горизонтали). В помещении насосной следует устанавливать не менее двух датчиков загазованности.
<a id="p100293"></a>Места установки и количество датчиков загазованности определяются проектной документацией.
<a id="p100294"></a>Включение аварийной вентиляции осуществляется при достижении горючих газов и паров нефтепродуктов 50% объемных от НКПРП.
<a id="p100295"></a>При достижении горючих газов и паров нефтепродуктов 50% объемных от НКПРП следует предусмотреть автоматическое отключение насосных агрегатов для перекачки нефтепродуктов.
<a id="p100296"></a>Все случаи загазованности должны регистрироваться приборами с автоматической записью и документироваться.
<a id="p100297"></a>2.8.16. Закрытые насосные станции должны быть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией.
<a id="p100298"></a>Оборудование закрытой насосной станции аварийной вентиляцией определяется проектной документацией в зависимости от физико-химических свойств перекачиваемых нефтепродуктов.
<a id="p100299"></a>2.8.17. Помещения насосных станций должны быть оборудованы грузоподъемными устройствами для ремонта технологического оборудования.
<a id="p100300"></a>2.8.18. Каждый насосный агрегат должен иметь паспорт организации-изготовителя, в который заносят все сведения по ремонту и замене комплектующих частей. В паспорте насосного агрегата должен быть указан его срок службы.
<a id="p100301"></a>2.8.19. Монтаж, наладку и испытания насосов следует проводить согласно требованиям проектной документации и технической документации организации-изготовителя.

<a id="p100302"></a>III. Требования промышленной безопасности к системам
инженерно-технического обеспечения опасных производственных
объектах складов нефти и нефтепродуктов


#### <a id="p100303"></a>3.1 Автоматизированные системы управления на опасных

производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов

<a id="p100304"></a>3.1.1. Системы автоматизации, в том числе поставляемые комплектно с оборудованием, должны соответствовать требованиям технических регламентов, нормативных правовых актов в области промышленной безопасности и проектной документации.
<a id="p100305"></a>3.1.2. Перечень уставок срабатывания блокировок и сигнализации для осуществления технологических операций, предусмотренных проектной документацией, утверждает эксплуатирующая организация.
<a id="p100306"></a>3.1.3. Электрические средства систем автоматизации, связи и оповещения во взрывопожароопасных зонах производственных помещений и наружных установок должны соответствовать требованиям технического [регламента](https://bukva.ai/docs/reshenie-825/statya-1#p100273) Таможенного союза "О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах" ТР ТС 012/2011, утвержденного решением Комиссии Таможенного союза от 18 октября 2011 г. N 825.
<a id="p100307"></a>3.1.4. Контрольно-измерительные приборы, устанавливаемые на открытом воздухе, исполнение которых не соответствует климатическим условиям, должны размещаться в закрытых обогреваемых шкафах.
<a id="p100308"></a>3.1.5. Управление и контроль процессами перекачки по трубопроводам нефти и нефтепродуктов, а также слива и налива должны осуществляться централизованно из пункта управления операторных и (или) диспетчерской.
<a id="p100309"></a>3.1.6. Ведение технологических операций и эксплуатация оборудования с неисправными или отключенными приборами, входящими в системы автоматизации, не допускается.
<a id="p100310"></a>3.1.7. На период замены элементов системы автоматизации должны быть предусмотрены меры и средства, обеспечивающие безопасность проведения технологических операций в ручном режиме. Указанные меры и средства по проведению технологических операций в ручном режиме должны быть отражены в инструкции по ведению технологических операций, утвержденной эксплуатирующей организацией.
<a id="p100311"></a>3.1.8. В системах автоматизации, связи и оповещения не допускается использовать приборы, отработавшие назначенный срок службы.
<a id="p100312"></a>3.1.9. При осуществлении технологических операций при хранении и перекачке нефтепродуктов значения предельных параметров, установленных в проектной документации, указываются в инструкции на проведение указанных операций, утвержденной эксплуатирующей организацией.
<a id="p100313"></a>3.1.10. Все средства измерений подлежат поверке. Порядок проведения поверки средств измерений устанавливается в соответствии с требованиями Федерального [закона](https://bukva.ai/docs/zakon-102-fz-2008/statya-1) от 26 июня 2008 г. N 102-ФЗ "Об обеспечении единства измерений" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 26, ст. 3021; 2011, N 30, ст. 4590; N 49, ст. 7025; 2012, N 31, ст. 4322; 2013, N 49, ст. 6339; 2014, N 26, ст. 3366; N 30, ст. 4255; 2015, N 29, ст. 4359).


#### <a id="p100314"></a>3.2 Электрообеспечение и электрооборудование


<a id="p100315"></a>3.2.1. Электроснабжение электроприемников по категории надежности опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов определяется проектной документацией.
<a id="p100316"></a>3.2.2. Для обеспечения надежного электроснабжения в случае прекращения подачи электроэнергии от основного источника питания должны применяться средства для автоматического переключения с основного источника питания на резервный.
<a id="p100317"></a>3.2.3. Прокладка кабельных трасс должна осуществляться открытым способом в местах, исключающих воздействие высоких температур, механических повреждений.
<a id="p100318"></a>Кабели, прокладываемые по территории складов нефти и нефтепродуктов, должны иметь изоляцию и оболочку из материалов, не распространяющих горение.
<a id="p100319"></a>3.2.4. Отверстия в стенах и полах для прохода кабелей и труб должны быть плотно заделаны несгораемыми материалами.
<a id="p100320"></a>3.2.5. На опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов допускается прокладка кабельных трасс и технологических трубопроводов на общих строительных конструкциях при обосновании принятых технических решений в проектной документации.
<a id="p100321"></a>3.2.6. Для временного освещения взрывопожароопасных помещений, открытых площадок аппаратуры, арматуры и другого оборудования следует применять переносные фонари во взрывозащищенном исполнении.
<a id="p100322"></a>3.2.7. Электрооборудование для наружных установок, которое размещается вне взрывоопасной зоны, должно иметь закрытое или закрытое обдуваемое исполнение с защитой от атмосферных воздействий с учетом климатических факторов.
<a id="p100323"></a>3.2.8. На территории опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов для перемещения тарных грузов следует применять электрифицированный транспорт (самоходные аккумуляторные тележки (электрокары), электропогрузчики и тягачи) во взрывозащищенном исполнении.
<a id="p100324"></a>3.2.9. При эксплуатации электрифицированных подъемно-транспортных устройств (тельферы, краны, лебедки) применение троллейных проводов и открытых токосъемников в помещениях взрывоопасных категорий не допускается.
<a id="p100325"></a>3.2.10. Устройства для подключения передвижного и переносного электрооборудования должны размещаться вне взрывоопасных зон.


#### <a id="p100326"></a>3.3 Молниезащита и защита от статического электричества


<a id="p100327"></a>3.3.1. Тип и размещение устройств молниезащиты выбираются на стадии проектирования опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов.
<a id="p100328"></a>Защита от прямых ударов молнии, вторичных ее проявлений и заноса высокого потенциала через наземные (надземные) и подземные металлические коммуникации должна соответствовать требованиям технических регламентов и нормативных правовых актов в области промышленной безопасности.
<a id="p100329"></a>3.3.2. Дыхательная арматура резервуаров с ЛВЖ и пространство над ней, а также пространство над срезом горловины цистерн с ЛВЖ при открытом наливе продукта на наливной эстакаде, ограниченное цилиндром высотой 2,5 м и радиусом 5 м, должны быть защищены от прямых ударов молнии.
<a id="p100330"></a>3.3.3. Для защиты зданий (сооружений) и электрооборудования от вторичных проявлений молнии должны быть предусмотрены следующие меры:
<a id="p100331"></a>металлические конструкции и корпуса всего оборудования и аппаратов, находящихся в защищаемом здании (сооружении), должны быть присоединены к заземляющему устройству электроустановок;
<a id="p100332"></a>в соединениях элементов трубопроводов или других протяженных металлических предметов должны быть обеспечены переходные сопротивления не более 0,03 Ом на каждый контакт.
<a id="p100333"></a>3.3.4. Заземленное металлическое оборудование, покрытое лакокрасочными материалами, считается электростатически заземленным, если сопротивление любой точки его внутренней и внешней поверхности относительно магистрали заземления не превышает 10 Ом.
<a id="p100334"></a>Измерение указанного сопротивления должно проводиться при относительной влажности окружающего воздуха не выше 60%, при этом площадь соприкосновения измерительного электрода с поверхностью оборудования не должна превышать 20 см2. При измерениях электрод должен располагаться в точках поверхности оборудования, наиболее удаленных от точек контакта поверхности с заземленными металлическими элементами, деталями, арматурой.
<a id="p100335"></a>3.3.5. Соединения молниеприемников с токоотводами и токоотводов с заземлителями должны выполняться сваркой, а при недопустимости огневых работ разрешается выполнение болтовых соединений с переходным сопротивлением не более 0,05 Ом при условии обязательного ежегодного контроля сопротивления перед началом грозового периода.
<a id="p100336"></a>3.3.6. Заземлители, токоотводы подвергаются периодическому контролю один раз в 5 лет. Ежегодно 20% общего количества заземлителей и токоотводов подлежит вскрытию и проверке на поражение их коррозией. При поражении коррозией более 25% площади поперечного сечения заземлители и токоотводы подлежат замене.
<a id="p100337"></a>Результаты проведенных проверок и осмотров заносят в паспорт молниезащитного устройства и в журнал учета состояния молниезащитных устройств.

##### <a id="p100338"></a>3.3.7 Для защиты от проявлений статического электричества подлежат заземлению:

<a id="p100339"></a>наземные резервуары для ЛВЖ и ГЖ и других жидкостей, являющихся диэлектриками и способных при испарении создавать взрывоопасные смеси паров с воздухом;
<a id="p100340"></a>наземные трубопроводы через каждые 200 м и дополнительно на каждом ответвлении с присоединением каждого ответвления к заземлителю;
<a id="p100341"></a>металлические оголовки и патрубки гибких шлангов для слива и налива нефти и нефтепродуктов;
<a id="p100342"></a>железнодорожные рельсы сливоналивных участков, электрически соединенные между собой, а также металлические конструкции сливоналивных эстакад с двух сторон по длине;
<a id="p100343"></a>металлические конструкции автоналивных устройств;
<a id="p100344"></a>все механизмы и оборудование насосных станций для перекачки нефтепродуктов;
<a id="p100345"></a>металлические воздуховоды и кожухи изоляции вентиляционных систем во взрывоопасных помещениях через каждые 40 - 50 м.
<a id="p100346"></a>3.3.8. Заземляющее устройство для защиты от статического электричества следует объединять с заземляющими устройствами для защиты электрооборудования и молниезащиты. Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного только для защиты от статического электричества, должно быть не более 100 Ом.
<a id="p100347"></a>3.3.9. Соединение между собой неподвижных металлических конструкций (резервуары, трубопроводы), а также присоединение их к заземлителям следует выполнять из полосовой стали сечением не менее 48 мм2 или круглой стали диаметром более 6 мм на сварке или с помощью болтов.
<a id="p100348"></a>3.3.10. Резиновые (либо другие из неэлектропроводных материалов) шланги с металлическими наконечниками, используемые для налива жидкостей в железнодорожные и автомобильные цистерны, наливные суда и другие передвижные сосуды и аппараты, должны быть заземлены (обвиты медной проволокой диаметром не менее 2 мм или медным тросиком сечением не менее 6 мм2 с шагом витка не более 100 мм). Один конец проволоки (или тросика) соединяется пайкой (или под болт) с металлическими заземленными частями трубопровода, а другой - с металлическим наконечником шланга.
<a id="p100349"></a>Наконечники шланга должны быть изготовлены из металла, не дающего искры при ударе.
<a id="p100350"></a>3.3.11. Защита от электростатической индукции должна обеспечиваться присоединением всего оборудования и аппаратов, находящихся в зданиях, сооружениях и установках, к контуру защитного заземления.
<a id="p100351"></a>3.3.12. Для защиты от электромагнитной индукции между трубопроводами и другими протяженными металлическими предметами (каркас сооружения, металлические оболочки кабелей без наружного покрова), проложенными во взрывоопасной зоне внутри здания (сооружения), в местах их взаимного сближения на расстоянии 10 см и менее, через каждые 20 м длины необходимо приваривать или припаивать металлические перемычки, чтобы не допускать образования незамкнутых контуров.
<a id="p100352"></a>Перемычки должны быть изготовлены из стальной проволоки диаметром не менее 5 мм или стальной ленты сечением не менее 24 мм2.
<a id="p100353"></a>3.3.13. Для защиты от заносов высоких потенциалов по подземным металлическим коммуникациям (трубопроводам, кабелям, в том числе проложенным в каналах и тоннелях) необходимо при вводе в сооружение присоединить коммуникации к заземлителю электроустановок или к заземлителю от прямых ударов молнии.
<a id="p100354"></a>3.3.14. Устройства, предназначенные для вторичных проявлений молнии, должны быть использованы для защиты зданий и сооружений от статического электричества.


#### <a id="p100355"></a>3.4 Системы связи и оповещения


<a id="p100356"></a>3.4.1. Для безопасного проведения технологических операций с нефтью и нефтепродуктами персонал должен быть обеспечен системами двусторонней громкоговорящей или телефонной или радио связью.
<a id="p100357"></a>3.4.2. Перечень производственных участков и структурных подразделений, с которыми устанавливается связь, а также виды связи определяются проектной документацией.
<a id="p100358"></a>3.4.3. На всех площадках опасных производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов должны быть предусмотрены технические средства, обеспечивающие оповещение об обнаружении аварийных выбросов горючих паров или разливов нефти и нефтепродуктов.
<a id="p100359"></a>3.4.4. Организация, порядок оповещения и действия производственного персонала при авариях устанавливаются ПМЛА и ПЛРН.


#### <a id="p100360"></a>3.5 Вентиляция


<a id="p100361"></a>3.5.1. Системы вентиляции по назначению, устройству, техническим характеристикам, исполнению, обслуживанию и условиям эксплуатации должны соответствовать требованиям технических регламентов, нормативных правовых актов в области промышленной безопасности.
<a id="p100362"></a>3.5.2. В производственных помещениях воздухообмен систем вентиляции должен обеспечивать концентрацию вредных веществ в воздухе рабочей зоны ниже предельно-допустимой концентрации, а взрывопожароопасных веществ и газов ниже НКПРП.
<a id="p100363"></a>3.5.3. Для производственных помещений, в которых возможно внезапное поступление опасных веществ, следует предусматривать аварийную вентиляцию.
<a id="p100364"></a>3.5.4. Системы аварийной вентиляции должны включаться автоматически от систем контроля загазованности воздушной среды в помещении. Кроме автоматического включения необходимо предусматривать ручное включение (местное и дистанционное из помещения управления).
<a id="p100365"></a>3.5.5. Устройства воздухозабора для приточных систем вентиляции необходимо предусматривать из мест, исключающих попадание в систему вентиляции опасных веществ.
<a id="p100366"></a>3.5.6. Оборудование приточных систем для помещений взрывопожароопасных категорий допускается устанавливать обычного исполнения, если на воздуховодах при выходе из венткамеры предусмотрены взрывозащищенные обратные клапаны.
<a id="p100367"></a>3.5.7. Вентиляционное оборудование, металлические трубопроводы и воздуховоды систем отопления и вентиляции должны быть заземлены.

##### <a id="p100368"></a>3.5.8 Для вентиляционных систем следует предусматривать:

<a id="p100369"></a>автоматическое включение аварийной вентиляции при достижении в помещении концентрации горючих газов и паров нефтепродуктов 50% объемных от НКПРП;
<a id="p100370"></a>сигнализацию о падении давления, обеспечивающего гарантированный подпор воздуха в помещение с подпором воздуха (в тамбур-шлюз);
<a id="p100371"></a>сигнализацию о работе вентиляционных систем с подачей сигнала в помещение управления;
<a id="p100372"></a>автоматическую защиту калориферов от замораживания;
<a id="p100373"></a>автоматическое отключение вентиляционных систем при пожаре в помещении, оборудованном системой автоматического пожаротушения или сигнализации;
<a id="p100374"></a>автоматическое включение резервного вентилятора вентиляционных систем при выходе из строя рабочего вентилятора с подачей сигнала о включении резерва.


#### <a id="p100375"></a>3.6 Водоснабжение и производственная канализация.

Очистные сооружения

<a id="p100376"></a>3.6.1. Проектирование, строительство и эксплуатация систем водоснабжения и канализации должны соответствовать требованиям законодательства о градостроительной деятельности, технических регламентов.
<a id="p100377"></a>3.6.2. Электроснабжение агрегатов систем водоснабжения должно обеспечиваться по той же категории надежности, как и объектов потребителей воды на опасных производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов.
<a id="p100378"></a>3.6.3. Насосные станции производственной канализации, заглубленные более чем на 0,5 м, должны оснащаться датчиками загазованности с выводом сигнала на пульт помещения управления. В случае достижения загазованности насосной станции 50% объемных от НКПРП должна включаться аварийная вентиляция.
<a id="p100379"></a>3.6.4. Требования пожарной безопасности к опасным производственным объектам складов нефти и нефтепродуктов и к источникам противопожарного водоснабжения должны соответствовать нормам законодательства Российской Федерации в области пожарной безопасности.
<a id="p100380"></a>3.6.5. Осмотр и очистка водопроводов, колодцев с подземными гидрантами должны проводиться по графику с соблюдением требований технических документов по организации безопасного проведения газоопасных работ, разработанных эксплуатирующей организацией.
<a id="p100381"></a>3.6.6. Внутри обвалования группы резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов не допускается прокладка транзитных водопроводов.
<a id="p100382"></a>3.6.7. Системы канализации должны обеспечивать удаление и очистку химически загрязненных, технологических, смывных и других сточных вод.
<a id="p100383"></a>Не допускается сброс этих стоков без предварительной локальной очистки, за исключением тех случаев, когда в эксплуатирующей организации имеются собственные очистные сооружения и магистральная сеть, предназначенная для приема таких стоков.
<a id="p100384"></a>3.6.8. На площадках опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов следует предусматривать следующие системы канализации:
<a id="p100385"></a>бытовая;
<a id="p100386"></a>производственная;
<a id="p100387"></a>дождевая.
<a id="p100388"></a>Допускается объединение систем производственной и дождевой канализации по обоснованию в проектной документации исходя из состава и количества производственных и дождевых (ливневых) сточных вод.

##### <a id="p100389"></a>3.6.9 В производственную канализацию должны отводиться следующие виды сточных вод:

<a id="p100390"></a>подтоварные воды от отстоя нефти и нефтепродуктов;
<a id="p100391"></a>вода, охлаждающая резервуары при пожаре;
<a id="p100392"></a>дождевая вода с открытых площадок или обвалований;
<a id="p100393"></a>балластные, промывочные, подсланевые и льяльные воды с наливных судов;
<a id="p100394"></a>производственные стоки от технологического оборудования и лаборатории.
<a id="p100395"></a>3.6.10. Сеть производственных сточных вод должна быть закрытой и выполняться из несгораемых материалов.
<a id="p100396"></a>3.6.11. Не допускается сбрасывать взрывопожароопасные и пожароопасные нефтепродукты в канализацию, в том числе при авариях.
<a id="p100397"></a>3.6.12. Сточные воды от зачистки и пропарки резервуаров для нефти и нефтепродуктов должны отводиться на очистные сооружения.
<a id="p100398"></a>Не допускается сброс нефтешламов в сети канализации сточных вод, нефтешламы должны отводиться на узлы обезвреживания для дальнейшей утилизации.
<a id="p100399"></a>3.6.13. Задвижки на выпусках дождевой канализации с территории резервуарных парков нефти и нефтепродуктов должны быть в закрытом состоянии и опломбированы.
<a id="p100400"></a>3.6.14. Из резервуарных парков высоковязких нефтепродуктов (гудрон, битум) подлежат отведению только дождевые воды.
<a id="p100401"></a>3.6.15. На выпусках сточных вод от группы резервуаров или одного резервуара за пределами обвалования необходимо устанавливать колодцы с задвижками и гидравлическими затворами. Высота столба жидкости в гидравлическом затворе должна быть не менее 0,25 м.
<a id="p100402"></a>3.6.16. Не допускается прямое соединение канализации загрязненных стоков с бытовой канализацией без гидрозатворов. При возможном попадании в стоки взрывопожароопасных и токсичных веществ предусматриваются средства контроля и сигнализации за их содержанием на входе в коллектор очистных сооружений, а также меры, исключающие попадание этих веществ в бытовую канализацию.
<a id="p100403"></a>3.6.17. Колодцы на сетях канализации не допускается располагать под эстакадами технологических трубопроводов, в пределах отбортовок и обвалований отдельно стоящего оборудования, содержащих взрывоопасные продукты.
<a id="p100404"></a>3.6.18. Осмотр и очистка канализационных колодцев, труб, лотков, гидрозатворов должны проводиться с соблюдением требований технических документов по организации безопасного проведения газоопасных работ, разработанных эксплуатирующей организацией.
<a id="p100405"></a>3.6.19. Температура производственных сточных вод при сбросе в канализацию должна быть не выше 40 °C.

##### <a id="p100406"></a>3.6.20 На очистных сооружениях должны быть предусмотрены устройства для измерения расходов:

<a id="p100407"></a>сточных вод, поступающих на очистные сооружения;
<a id="p100408"></a>очищенных сточных вод.
<a id="p100409"></a>3.6.21. На канализационной сети до и после нефтеловушек на расстоянии не менее 10 м должны устраиваться колодцы с гидравлическим затвором. Если для отвода нефтепродуктов устроен коллектор от нескольких нефтеловушек, то на каждом присоединении к коллектору должен устраиваться колодец с гидравлическим затвором.
<a id="p100410"></a>3.6.22. Нефтеловушки должны быть выполнены из несгораемых материалов и быть закрытыми.
<a id="p100411"></a>3.6.23. Для контроля качества сточных вод должен быть организован отбор проб сточных вод с проведением их химического анализа.

<a id="p100412"></a>IV. Обслуживание и ремонт технологического
оборудования, резервуаров и технологических трубопроводов,
систем инженерно-технического обеспечения на опасных
производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов

<a id="p100413"></a>4.1. Работы восстановительного характера, включающие строительные, монтажные, пусконаладочные, а также работы по диагностированию оборудования должны проводиться в соответствии с требованиями нормативных правовых актов по промышленной безопасности и технических документов по организации безопасного проведения ремонтных работ, разработанных эксплуатирующей организацией.
<a id="p100414"></a>4.2. Объем, периодичность и порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования, резервуаров и технологических трубопроводов, систем инженерно-технического обеспечения с учетом конкретных условий эксплуатации определяются техническими документами, разработанными эксплуатирующей организацией.
<a id="p100415"></a>4.3. При осмотре стальных резервуаров следует проверять состояние швов нижних поясов корпуса и уторного уголка резервуара. При обнаружении отпотин или трещин в сварных швах или в металле корпуса резервуар должен быть выведен из эксплуатации.
<a id="p100416"></a>4.4. Результаты контроля технического состояния резервуара должны отражаться в журнале осмотра резервуара.
<a id="p100417"></a>4.5. За осадкой основания каждого резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение. В первые четыре года после ввода резервуара в эксплуатацию (или до полной стабилизации осадки основания) необходимо ежегодно проводить нивелирование окрайки днища в абсолютных отметках, не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. Результаты следует заносить в журнал нивелирования окрайки днища и паспорт резервуара. При недопустимой неравномерной осадке резервуар должен быть освобожден от нефтепродукта и выведен из эксплуатации.
<a id="p100418"></a>4.6. Зачистка железнодорожных цистерн и подготовка их к наливу осуществляются на специальных пунктах (станциях).
<a id="p100419"></a>4.7. Зачистка резервуаров и тары проводится обслуживающим персоналом эксплуатирующей организации или специализированной организацией.

#### <a id="p2"></a>4.8 Все металлические резервуары должны подвергаться периодической зачистке:

<a id="p3"></a>не менее двух раз в год - для авиационного топлива (допускается при наличии на линии закачки средств очистки с тонкостью фильтрования не более 40 мкм зачищать резервуары не менее одного раза в год);
<a id="p4"></a>не менее одного раза в два года - для остальных светлых нефтепродуктов и масел.
<a id="p5"></a>Порядок и сроки зачистки резервуаров для нефти и мазутов определяются эксплуатирующей организацией в зависимости от условий обеспечения сохранности качества хранимого продукта и эксплуатации резервуаров.
<a id="p6"></a>При длительном хранении нефтепродуктов зачистка металлических резервуаров должна проводиться после их опорожнения в соответствии с графиком, установленным эксплуатирующей организаций.
<a id="p7"></a>Металлические резервуары должны подвергаться зачистке:
<a id="p8"></a>при подготовке к ремонту;
<a id="p9"></a>при подготовке к заполнению нефтепродуктами более высокого качества, чем хранившиеся в них ранее.

> *(п. 4.8 в ред. [Приказа](https://bukva.ai/docs/prikaz-13-2018-rostehnadzor-federalnaya#p100011) Ростехнадзора от 15.01.2018 N 13)*

<a id="p100428"></a>4.9. Электрооборудование зачистных агрегатов, используемых при зачистке резервуаров, должно быть во взрывозащищенном исполнении и соответствовать категории и группе взрывоопасной смеси и классу взрывоопасной зоны.
<a id="p100429"></a>4.10. При зачистке резервуаров, в которых хранились сернистые нефти и нефтепродукты, должны быть предусмотрены меры, исключающие самовозгорание пирофорных отложений.
<a id="p100430"></a>Порядок безопасного проведения работ по очистке, дезактивации пирофорных отложений резервуаров и оборудования должен быть изложен в отдельной инструкции с учетом требований промышленной, пожарной безопасности, утвержденной эксплуатирующей организацией.
<a id="p100431"></a>4.11. Удаление паров нефтепродуктов из резервуара до взрывобезопасной концентрации достигается в процессе промывки его специальными водными растворами с помощью специального оборудования для механизированной зачистки или пропаркой, а также тщательной вентиляцией (принудительной или естественной) резервуара после проведения указанных выше операций.
<a id="p100432"></a>4.12. Вентиляция резервуара должна осуществляться при всех открытых люках.
<a id="p100433"></a>Принудительная вентиляция паровоздушного пространства резервуара осуществляется вентиляторами искробезопасного исполнения с электрическими двигателями взрывозащищенного исполнения или пароэжекторами. Корпус вентилятора должен быть заземлен.
<a id="p100434"></a>4.13. При монтаже временных трубопроводных схем, связанных с откачкой остатка, пропаркой, продувкой и промывкой с применением временных схем электроснабжения и электрооборудования, последние (переносной насос, пускатели, рубильники) должны быть во взрывозащищенном исполнении.
<a id="p100435"></a>4.14. Трубопроводы, предназначенные для пропарки, продувки, промывки и чистки резервуара, должны быть или съемными и монтироваться перед проведением этих операций, или стационарными с установленными на них межфланцевыми заглушками при эксплуатации резервуара.
<a id="p100436"></a>По окончании работ съемные трубопроводы должны быть демонтированы.
<a id="p100437"></a>4.15. Работы по зачистке оборудования должны выполняться в соответствии с требованиями технических документов по организации безопасного проведения газоопасных работ, разработанных эксплуатирующей организацией.
<a id="p100438"></a>4.16. Устранение неисправностей на работающем оборудовании не допускается.
<a id="p100439"></a>4.17. Перед выполнением операций по сливу и наливу нефти и нефтепродуктов должен быть проведен осмотр сливоналивных и раздаточных устройств. Результаты осмотра должны быть занесены в сменный журнал.
<a id="p100440"></a>4.18. Исправное состояние молниезащитных устройств должно подтверждаться при проведении периодического контроля и внеочередных осмотров.
<a id="p100441"></a>4.19. Все ремонты молниезащитных устройств должны быть проведены до начала грозового периода (в апреле).
<a id="p100442"></a>4.20. Молниеотводы должны иметь предупредительные надписи, запрещающие приближаться к ним во время грозы на расстояние менее 4 м.
<a id="p100443"></a>4.21. Технические устройства, оборудование, резервуары, отработавшие нормативный срок службы, должны проходить техническое диагностирование и экспертизу промышленной безопасности. Эксплуатация технических устройств, оборудования, резервуаров без положительного заключения экспертизы промышленной безопасности не допускается.
<a id="p100444"></a>4.22. Материалы и изделия, применяемые при ремонте оборудования и технических устройств, подлежат входному контролю. Порядок проведения и объем входного контроля материалов и изделий для ремонта оборудования и технических устройств должны быть установлены в нормативных документах эксплуатирующей организации (стандарты, положения, инструкции). При проведении входного контроля следует проверять наличие сопроводительных документов, удостоверяющих качество продукции и изделий (комплектность, упаковка, маркировка, внешний вид).
<a id="p100445"></a>4.23. Все технические устройства, эксплуатируемые на опасных производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов, должны иметь паспорта организации-изготовителя, сертификаты или декларации соответствия требованиям технических регламентов или заключение экспертизы промышленной безопасности, если техническим регламентом не установлена иная форма оценки соответствия.
<a id="p100446"></a>4.24. При проведении ремонтных работ на территории складов нефти и нефтепродуктов во взрывоопасных зонах необходимо пользоваться искробезопасным инструментом.
<a id="p100447"></a>4.25. Газоопасные работы, связанные с подготовкой оборудования к ремонту и проведением ремонта, должны выполняться с соблюдением требований технических документов по организации безопасного проведения газоопасных работ, разработанных и утвержденных эксплуатирующей организацией.
<a id="p100448"></a>4.26. Ремонтные работы с применением огневых работ должны проводиться в соответствии с требованиями технических документов по организации безопасного проведения огневых работ, разработанных и утвержденных эксплуатирующей организацией.
<a id="p100449"></a>4.27. Работы по ремонту оборудования и технических устройств допускается выполнять подрядной организацией, занимающейся сервисным обслуживанием. Руководители и специалисты подрядной организации должны быть аттестованы в области промышленной безопасности.
<a id="p100450"></a>4.28. Для подъема и перемещения оборудования и его отдельных узлов должны быть предусмотрены стационарные или передвижные грузоподъемные механизмы.

<a id="p100451"></a>V. Требования к содержанию территории, зданий
и сооружений опасных производственных объектов складов
нефти и нефтепродуктов

<a id="p100452"></a>5.1. Объемно-планировочные решения по размещению опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов должны соответствовать требованиям законодательства о градостроительной деятельности, технических регламентов.
<a id="p100453"></a>5.2. Все подземные коммуникации и кабельные трассы должны иметь опознавательные знаки, позволяющие определять место их расположения и назначение.
<a id="p100454"></a>5.3. Опасные производственные объекты складов нефти и нефтепродуктов должны иметь исполнительный план коммуникаций. При осуществлении реконструкции опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов, размещении новых и ликвидации существующих объектов эксплуатирующая организация передает проектной организации исполнительный план коммуникаций и исполнительный генеральный план.
<a id="p100455"></a>5.4. Не допускается проводить земляные работы на территории опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов без наряда-допуска, оформленного в соответствии с требованиями технических документов по организации безопасного проведения земляных работ, разработанных и утвержденных эксплуатирующей организацией.
<a id="p100456"></a>5.5. На входных дверях производственных помещений должны быть нанесены надписи, обозначающие категории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности и классы взрывоопасных зон.
<a id="p100457"></a>5.6. На территории опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов должен быть установлен прибор, определяющий направление и скорость ветра. Место установки прибора обосновывается в проектной документации.
<a id="p100458"></a>5.7. Не допускается загромождение и загрязнение дорог, проездов, проходов, подступов к противопожарному оборудованию, средствам пожаротушения, связи и сигнализации.
<a id="p100459"></a>5.8. Противопожарные разрывы между зданиями и сооружениями не допускается использовать под складирование материалов, оборудования, тары, стоянку транспортных средств.
<a id="p10"></a>5.9. Территория опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов должна быть ограждена несгораемой оградой по периметру и оборудована системами охранной сигнализации в соответствии с проектной документацией.
<a id="p11"></a>Не требуется ограждение опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов, расположенных в пределах общего наружного ограждения производственной площадки предприятий, выполненного в соответствии с проектной документацией.

> *(п. 5.9 в ред. [Приказа](https://bukva.ai/docs/prikaz-13-2018-rostehnadzor-federalnaya#p100020) Ростехнадзора от 15.01.2018 N 13)*

<a id="p100461"></a>5.10. Дороги для проезда автотранспорта, пешеходные тротуары, мосты и переходные мостики через трубопроводы и обвалования должны отвечать требованиям законодательства о градостроительной деятельности.
<a id="p100462"></a>5.11. На территории опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов у контрольно-пропускного пункта должна быть вывешена схема организации движения по территории и указана максимальная скорость движения транспорта. По территории должно быть организовано одностороннее движение транспорта. Порядок въезда и выезда транспортных средств на территорию определяет эксплуатирующая организация.



<a id="p100463"></a>

---