АЗС. Оборудование. Эксплуатация

С 1 марта 2024 года вводится в действие ИЗМЕНЕНИЕ №1 к своду правил СП 156.13130.2014 – материалы по АЗС дополнены принятыми изменениями
ГЛАВА 2.   ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ АВТОЗАПРАВОЧНЫХ СТАНЦИЙ

     К технологическому оборудованию АЗС относятся:
- средства заправки - топливораздаточные колонки и заправочный инвентарь;
- средства хранения - резервуары, тара;
- трубопроводы АЗС;
- средства замера - счетчики, метрштоки, указатели уровня и образцовые мерники;   
- средства контроля качества - пробоотборники, нефтеденсиметры;
- вспомогательные средства - шланговые противогазы для зачистки резервуаров, газоанализаторы и др.

2.1 Средства заправки - топливораздаточные колонки
Топливораздаточные колонки предназначены для заправки автотранспортных средств с одновременным замером количества выданного топлива. На АЗС должны использоваться ТРК, обеспечивающие автоматическую блокировку подачи топлива при номинальном заполнении топливного бака транспортного средства. Топливораздаточные колонки рекомендуется оснащать устройствами, предотвращающими выход топлива при повреждении колонок. Колонки следует изготовлять в соответствии с требованиями ГОСТ Р 58927 и технических условий на колонки конкретного типа по рабочим чертежам, утвержденным в установленном порядке.
Колонки классифицируются, согласно ГОСТ Р 58927.
Пределы основной допускаемой погрешности колонок:
- ±0,25% ; для учетно-расчетных операций при выдаче всея видов топлива, кроме топливной смеси;
- ±0,4% ; для учетно-расчетных операций при выдаче топливной смеси и для внутрихозяйственного учета при выдаче всех видов топлива.
В конструкции колонок должна быть предусмотрена возможность опломбирования сбо-рочных единиц, влияющих на метрологические показатели, и указателей суммарного учета.
Колонки должны сохранять параметры в пределах норм, указанных в ГОСТе, при высоте раздаточного крана над уровнем земли 2,6 м, вакуумметрическом давлении на входе не менее 0,035 МПа (0,35 кгс/см2) - для бензина и не менее 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) - для топлива остальных видов, или избыточном давлении на входе не более 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) для всех видов топлива.
   

2.1.1 Устройство топливораздаточных колонок

Топливораздаточные колонки предназначены для измерения объема топлива при его выдаче в топливные баки транспортных средств и в тару потребителей.
Несмотря на большое многообразие типов ТРК, применяющихся на АЗС, все они, независимо от конструкции состоят из следующих основных элементов:
- клапан приемный;
- насос-моноблок с электроприводом;
- счетчик жидкости;
- счетное устройство;
- индикатор;   
- раздаточный кран с рукавом.

КЛАПАН приемный, смонтирован на входе в насос-моноблок и предназначен для удержания топлива во всасывающей полости.
НАСОС-МОНОБЛОК состоит из следующих основных составных частей:
- фильтра, установленного на корпусе насоса и предназначенного для очистки топлива, дозируемого колонкой от механических примесей. ТРК для бензина снабжаются фильтрами, обеспечивающими очистку от примесей размером более 100 мкм, а колонки для дизельного топлива - с размерами более 20 мкм;
- насоса, в колонках, как правило, устанавливаются роторно-шиберные, роторно-поршневые и лопастные насосы. Они состоят из корпуса, ротора и двух крышек. Направление вращения ротора указано стрелкой на шкиве электродвигателя. Во время вращения ротора лопатки под действием центробежной силы прижимаются к внутренней поверхности камеры корпуса насоса и перекачивают топливо из всасывающей полости в нагнетательную. Между всасывающей и нагнетательной полостями насоса расположен перепускной клапан. Он регулируется специальным регулировочным винтом. Клапан открывается, если давление в нагнетательной полости превышает 0,15...0,18 МПа, и насос начинает частично работать "на себя". При достижении давления 0,25...0,3 МПа насос полностью работает "на себя";
- газоотделителя с поплавковой камерой, предназначенного для удаления из топлива газов и паров, наличие которых не позволяет точно измерить количество топлива при помощи счетчика жидкости. В газоотделителе скорость потока жидкости уменьшается за счет увеличения площади проходного сечения и пузырьки газов и паров всплывают, выделяясь в верхней части газоотделителя и удаляются из него. Газоотделитель выполнен в виде двух камер - непосредственно газоотделителя и поплавковой камеры. В корпусе газоотделителя устанавливают при необходимости два фильтрующих элемента с тонкостью фильтрации 20 мкм. Корпус закрывается крышкой, уплотненной прокладкой. В нижней его части имеется пробка для слива топлива при смене фильтрующих элементов или при ремонтах. Жиклерное отверстие трубопроводом соединяется с поплавковой камерой, состоящей из корпуса, в котором расположен поплавок с игольчатым клапаном, который открывает отверстие для слива скопившегося горючего во всасывающую полость насоса. Воздух удаляется из камеры через отверстие в крышке, сообщающиеся с атмосферой;
- верхнего обратного клапана. Устанавливается между газоотделителем и счетчиком жидкости. Он состоит из корпуса, в котором запрессовано седло и установлен клапан. Корпус закрывает крышка с уплотнительной прокладкой. Когда колонка не работает, клапан препятствует обратному сливу отмеренного горючего из системы измерения. Кроме того, обратный клапан работает одновременно как клапан выравнивающий давление, когда колонка не работает и под действием внешних факторов в измерительной си-стеме создается избыточное давление. В этом случае давление через отверстие в тарелке клапана передается на клапан, который открывается, и избыточное давление отводится через отверстие штуцера газоотделителя в поплавковую камеру.
Все вышеуказанные составные части насоса-моноблока расположены в корпусе, представляющем собой отливку из алюминиевого сплава марки АЛ2. С торцов корпус закрыт крышками: задней и передней. Для слива остатков топлива при ремонтах в нижней части зад-ней крышки имеется отверстие, закрытое пробкой. Поплавковая камера закрыта крышкой.
СЧЕТЧИК ЖИДКОСТИ. Четырехпоршневой счетчик измеряет объем горючего, проходящего через колонку. Он состоит из корпуса цилиндров, основания, боковых крышек цилиндров, корпуса золотника.
Корпус цилиндров, являющийся измерительной камерой, имеет четыре цилиндра с гильзами, в каждом из которых размещены поршни, попарно соединенные кулисой. Поршни снабжены манжетами. Объем каждого цилиндра равен 125 см3. Ход поршня ограничен четырьмя упорами, которые регулируют точность измерения горючего. Упоры закрываются крышками и пломбируются. Под давлением жидкости поршни поочередно перемещаются к оси счетчика, вытесняя жидкость из противоположного цилиндра через золотник и трубопровод. При этом движение поршней передается коленчатому и вертикальному валикам, связанным со счетным устройством.
Коленчатый вал установлен вертикально в двух опорах скольжения. На верхнюю часть его посажен золотник, который под действием вращения коленчатого вала перераспределяет вход и выход горючего. Нижняя часть золотника притерта к корпусу, а верхняя - к уплотнению, уплотняющиеся поверхности прижимает пружина. Выходящий из корпуса золотника валик уплотняется манжетой. Регулировка хода поршней возможна потому, что кривошип коленчатого вала входит в прорези кулис с зазором. В пределах этого зазора регулируется ход поршней счетчика жидкости.
СЧЕТНОЕ УСТРОЙСТВО, представляет собой указатель объема разовой выдачи и суммарного объема горючего, прошедшего через счетчик жидкости. Счетное устройство приводится в действие вращением коленчатого вала счетчика жидкости. За один оборот коленчатого вала счетчик жидкости отмеряет объем горючего, равный 0,5 л.
ИНДИКАТОР, установленный на колонке, служит для контроля заполнения измерительной системы топливом. Появление пузырьков воздуха в индикаторе указывает на отклонения в режиме работы газоотделителя или негерметичность всасывающей системы.
     РАЗДАТОЧНЫЙ КРАН С РУКАВОМ. Маслобензостойкий рукав длиной от 3,5 до 5 метров одним концом присоединяется к патрубку индикатора. На другом конце рукава закрепляется раздаточный кран с отсечным клапаном. Рукав не обладает электропроводностью, поэтому он заземляется проволокой, пропущенной внутри рукава. Автоматический отсечной клапан предназначен для автоматической отсечки потока горючего после прекращения работы насоса. Он регулируется на давление 0,04-0,06 МПа и автоматически предупреждает слив топлива из рукава.

2.1.2 Устройство газораздаточных колонок
Газораздаточные колонки предназначены для измерения объемного количества сжиженного углеводородного газа (пропан–бутановой смеси, СУГ, СПГ), выдаваемого в процессе заправки транспортных средств, и являются устройствами, на которые распространяются особые условия с точки зрения безопасности, метрологии и охраны окружающей среды.
Область применения: автомобильные заправочные станции сжиженного газа.
Колонка предназначена для эксплуатации во взрывоопасных зонах класса В-1г (для наружных установок) по ПУЭ, в которых возможно образование взрывоопасных смесей категории IIA группы Т1, T2, в соответствии с требованиями ПУЭ и маркировкой взрывозащиты.
Колонка состоит из двух соединенных между собой блоков: гидравлического блока и блока индикации и управления. Гидравлический блок расположен в нижней части колонки. Он состоит из корпуса и гидравлической системы. Корпус гидравлического блока является основным несущим элементом колонки. Он служит для соединения всех составных частей колонки и защиты элементов гидравлической системы от атмосферных воздействий. Корпус состоит из основания, вертикальной стойки, крышки и двух съемных дверей. Корпус имеет разборную конструкцию. Детали корпуса соединены между собой болтами с гайками. Поверхности деталей корпуса имеют защитно-декоративное лакокрасочное покрытие. Гидравлическая система расположена внутри корпуса гидравлического блока. Она служит для транспортирования СУГ из трубопровода АГЗС в баллоны заправляемого транспортного средства и преобразования его количества в электрический сигнал, необходимый для функционирования информационного блока.
Газораздаточная колонка может быть оснащена одним раздаточным шлангом и одним дисплеем или одним раздаточным шлангом и двумя дисплеями. Имеются конструкции колонок, оснащенные двумя независимыми гидравлическими системами с двумя раздаточными шлангами для возможности одновременной заправки 2-х автомобилей.
Сжиженный газ из резервуара подводится к патрубку жидкой фазы насосом, не входящим в состав колонки, и через фильтр, сепаратор и обратный клапан поступает в поршневой измеритель объема, затем через дифференциальный клапан, соленоидный (электромагнитный) клапан, разрывную муфту и заправочный рукав с заправочным пистолетом (струбциной) поступает в баллон транспортного средства. Паровая фаза сжиженного газа из сепаратора поступает обратно в резервуар.


2.2 Средства хранения - резервуары автозаправочных станций
Для хранения жидкого моторного топлива на АЗС используются подземные и наземные стальные одностенные и двустенные резервуары. Резервуары и трубопроводы для топлива и его паров должны сохранять герметичность в течение не менее 10 лет при соблюдении требований ТЭД на технологические системы. Резервуары для хранения топлива должны быть оборудованы системами контроля их герметичности. В зависимости от ориентации оси симметрии они могут быть горизонтальными или вертикальными.
В настоящее время наибольшее распространение получили горизонтальные стальные цилиндрические резервуары, устанавливаемые заглубленно. Горизонтальные резервуары выдерживают более высокие внутренние избыточные давления и разрежения по сравнению с вертикальными. Увеличенный расход стали на 1 м3 хранимого горючего, большая сметная стоимость 1 м3 вместимости резервуара и меньшая единичная емкость, вынуждающая устанавливать большее количество отдельных резервуаров, предопределили применение горизонтальных резервуаров преимущественно на АЗС.
     Вертикальные резервуары не имеют этих недостатков, они также широко распространены и применяются, в связи с большой вместимостью, в основном на нефтебазах. Однако, в настоящее время появилось несколько проектов вертикальных цилиндрических резервуаров, которые могут быть установлены на АЗС.
Согласно проекту, вертикальные резервуары могут устанавливаться в железобетонных колодцах. В бетонное основание колодца закладывается швеллер, к которому прикреплены тяги крепления резервуара. В этом колодце устанавливается резервуар с комплектом оборудования. Сверху колодец закрывается перекрытием, в котором имеется отверстие для колодца управления оборудованием резервуара.
Так как наиболее распространены на АЗС горизонтальные резервуары, то в дальнейшем будем рассматривать их устройство и эксплуатацию.
По конструктивным особенностям резервуары, согласно ГОСТ 17032 подразделяют на типы:
- резервуар горизонтальный стальной одностенный (РГС);
- резервуар горизонтальный стальной двустенный (РГСД).
Резервуары могут быть однокамерными и многокамерными (с внутренними герметичными перегородками). Рекомендуемые объемы резервуаров V: 3, 4, 5, 6, 8, 10, 15, 20, 25, 40, 50, 60, 75, 100 м3. Основные типоразмеры резервуаров должны соответствовать транспортным габаритам и устанавливаться в технических условиях (ТУ) предприятий-изготовителей.
В общем случае горизонтальный цилиндрический резервуар состоит из обечайки (цилиндрическая часть) и двух днищ. Обечайки стенки одностенного резервуара допускается изготавливать из вальцованных заготовок методом рулонирования или комбинированным методом. Стенка корпуса резервуара должна изготавливаться из свальцованной по заданному радиусу заготовки, сваренной в нижнем положении из нескольких листов. Расстояние между про-дольными сварными швами должно быть не менее 100 мм.
При рулонном изготовлении стенки из предварительно сваренных заготовок замыкаю-щий продольный шов должен быть стыковым двусторонним и располагаться в верхней части резервуара.
После сборки и сварки обечаек стенка резервуара (без днища) должна соответствовать следующим требованиям:
- отклонение по длине - не более ± 0,3 % номинальной длины, но не более ± 75 мм;
- отклонение от прямолинейности - не более 2 мм на длине 1 м, но не более 30 мм на длине стенки более 15 м.
Отклонение внутреннего (наружного) диаметра стенки резервуара допускается не более ± 1 % номинального диаметра, если в технической документации на резервуар не указаны более жесткие требования.
Для подземного расположения резервуаров используются резервуары с двустенными корпусами.
Конструкция двустенного горизонтального резервуара представляет собой две емкости (внутреннюю и внешнюю), расположенные одна в другой. Расстояние между стенками сосудов не должно быть менее 4 мм (ГОСТ 17032) и обеспечиваться использованием вальцованного прямоугольного профиля, приваренного к внутренней стенке резервуара. Толщина стенки внутренней емкости не должна быть менее 4 мм, толщина стенки наружной емкости – менее 5 мм.
Наружная стенка двустенного резервуара должна выполняться полистовым методом или методом рулонирования. Замыкающие продольные и поперечные швы обечайки при полистовом методе должны быть выполнены встык на подкладках. Замыкающий шов при рулонном методе выполняется встык на подкладке или внахлест.
Люки, штуцеры и горловины монтируются после сварки всех швов. В зависимости от наземного или подземного расположения резервуара, его стенки обрабатываются соответствующим покрытием.
В двустенных резервуарах межстенное пространство может быть заполнено азотом или жидкостью. К жидкости между сосудами двустенного горизонтального резервуара предъявляют следующие требования:
- жидкость не должна иметь плотность больше, чем плотность хранимого продукта;
- температура вспышки жидкости должна быть больше 100°С;
- жидкость должна иметь химически нейтральные характеристики по отношению к материалам изготовления резервуара;
- жидкость не должна менять химические и физические свойства в течение всего срока эксплуатации резервуара.
В качестве подобной жидкости может использоваться, например, этиленгликоль. Жидкостью должно быть заполнено все межстенное пространство резервуара. Возможность понижения уровня в нем должна быть исключена (например, посредством устройства расширительного бачка). Слив жидкости из межстенного пространства осуществляется с помощью си-стемы откачки закрытого типа.
При заполнении межстенного пространства резервуара азотом избыточное давление в нем не должно превышать 0,02 МПа и не быть ниже 0,01 МПа. Для защиты от чрезмерно высоких и слишком низких давлений служит предохранительный клапан.
Двустенная конструкция резервуара способствует более высокой экологической безопасности процессов хранения нефтепродуктов и других жидкостей. Наличие заполненной, например, азотом полости является еще одним барьером (помимо другого технологического оборудования) в случае возникновения пожаровзрывоопасных аварийных ситуаций и утечек.
Двустенные резервуары должны быть оборудованы системой объединенного и непре-рывного контроля герметичности их межстенного пространства, обеспечивающей автоматическую сигнализацию о разгерметизации световым и звуковым сигналами персоналу АЗС и автоматическое прекращение наполнения резервуара. Для двустенных резервуаров традиционных АЗС допускается предусматривать периодический контроль их герметичности.
Двустенными в обязательном порядке должны быть:
- многокамерные резервуары для одновременного хранения бензина и дизельного топлива;
- резервуары контейнерных АЗС.
Днища резервуаров должны быть:
- плоские отбортованные и неотбортованные;
- конические отбортованные и неотбортованные.
Основные типы и размеры днищ:
- конические отбортованные по ГОСТ 12619, ГОСТ 12621;
- конические неотбортованные по ГОСТ 12620;
- плоские отбортованные по ГОСТ 12622;
- плоские неотбортованные по ГОСТ 12623;
- допускаются другие типы и размеры по согласованию с заказчиком.
Межкамерные перегородки должны быть двойными во избежание перемешивания нефтепродуктов, содержащихся в соседних камерах, в случае нарушения герметичности одной из перегородок.
Треугольные диафрагмы следует устанавливать внутри резервуара в местах расположения опорных ложементов. Крепление элементов диафрагм к фасонкам выполняется с использованием сварки или болтовых соединений.
Допускается замена треугольных диафрагм сплошными кольцами таврового сечения, обеспечивающими прочность и жесткость опорных сечений резервуара. При этом необходимо предусмотреть возможность слива остатков хранимого продукта из придонных секций резервуара.
Резервуары для СУГ предназначены для хранения, приема и выдачи сжиженных углеводородных газов: пропана, бутана, пропан-бутановых смесей. Для хранения СУГ на АЗС в основном используются горизонтальные цилиндрические резервуары. Они изготавливаются из стали, к которой предъявляются повышенные требования к химическому составу и механическим свойствам, т.к. сжиженные углеводородные газы хранятся при повышенном давлении и низкой температуре. Согласно конструкторским особенностям резервуары подразделяются на одностенные и двустенные, а согласно особенностям размещения, различают наземные и подземные резервуары. Существуют свои плюсы и минусы каждого вида резервуара СУГ. Например, наземные просты в установке и подведения коммуникаций, зато подземные позволяют эффективнее использовать свободное пространство и обеспечивают лучшую защиту для газа. Резервуар СУГ оснащается комплектом предохранительной, запорной, регулирующей, измерительной арматуры.

2.2.1 Оборудование резервуаров

Номенклатура устанавливаемого на резервуаре оборудования должна регламентироваться технологической частью проектной документации на резервуар. Резервуары могут быть оборудованы следующими устройствами:
- сливноналивной трубой с угловым патрубком и хомутом ТК-100;
- замерно - смотровым люком;
- реечным указателем предельного уровня;
- дренажным патрубком под резьбовое соединение РС-38.
На резервуарах для хранения нефтепродуктов на АЗС, кроме того, дополнительно устанавливается следующее оборудование: заборная (всасывающая) труба с обратным клапаном; дыхательный клапан с огневым предохранителем и воздушной трубой.
В верхней части однокамерных резервуаров должны располагаться люк-лаз и патрубок для установки оборудования. Применительно к двустенным резервуарам (подземное расположение) люки и патрубки должны быть вынесены на высоту 200 мм над поверхностью земли. Для многокамерных резервуаров люки-лазы и технологические патрубки должны быть установлены на каждой камере.
Все отверстия в корпусе и днище резервуара для установки патрубков и люков должны быть усилены накладками, расположенными по периметру отверстий. Толщину накладок принимают равной толщине корпуса или днища резервуара. Допускается установка патрубков условным проходом не более 50 мм включительно без усиливающих накладок.
Диаметр усиливающих накладок должен быть не менее двух диаметров люков или патрубков.
СЛИВНОЕ УСТРОЙСТВО. Для приема нефтепродуктов из автоцистерн используется сливное устройство резервуара, которое включает приемные патрубки с быстроразъемными муфтами, сливной фильтр с гидравлическим затвором и сливную трубу.  Сливная труба устанавливается нижним срезом не выше 100 мм от нижней точки резервуара и должна иметь срез (скос) под углом 30 - 45 градусов, направленный в сторону ближайшего днища (стенки резервуара).   В целях исключения разлива нефтепродуктов вследствие переполнения резервуара максимальный объем заполнения не должен превышать 95% его вместимости. Для этой цели на сливную трубу должен устанавливаться отсечной клапан, отрегулированный на 95% заполнения.
ЗАБОРНАЯ ТРУБА монтируется в резервуаре так, чтобы от ее нижней части до днища резервуара оставалось 200 мм. На заборной трубе монтируется обратный клапан, который представляет собой корпус с резьбой для присоединения к трубопроводу, в нижней части корпуса выполнены впускные окна и по центру отверстие для направляющей штока клапана. Клапан представляет собой диск с направляющей осью. Под действием силы тяжести и столба жидкости, диск перемещаясь по направляющей закрывает впускные окна и препятствует сливу горючего из всасывающего трубопровода.
      ДЫХАТЕЛЬНЫЙ КЛАПАН. Для автоматического поддержания внутри резервуара заданных рабочих величин давления и разрежения при приеме и выдаче горючего, малых дыханиях (суточные температурные колебания) применяются дыхательные клапаны. Они позволяют снижать потери горючего при испарении и предотвращают разрушение резервуара, а также уменьшают до минимума выброс паров нефтепродуктов в окружающее воздушное пространство. При повышении давления в резервуаре выше рабочего, паровоздушная смесь через клапан давления выходит в атмосферу и таким путем давление в резервуаре не превышает расчетного значения. При достижении величины разряжения ниже допускаемой, атмосферный воздух через клапан вакуума поступает в газовое пространство резервуара и тем самым поддерживается расчетный вакуум.
     Дыхательные клапаны бывают различной конструкции. В последнее время широкое применение находят совмещенные механические дыхательные клапаны (СМДК) и клапаны типа ППР (табл.4).
Таблица 4.
Технические характеристики дыхательных клапанов

Параметры              СМДК-50 СМДК-100 ППР-50 ППР-40
Диаметр условного прохода, мм 50 100          50 40

Пропускная способность, м3/ч  25 25-100   26   16
Масса, кг                12 19 2,2 1,5
Давление срабатывания, МПа0,002-0,02 0,002-0,02 0,04 0,04

Разряжение срабатывания, МПа 0,002-0,003 0,002-0,003 0,01 0,01

Работа дыхательного клапана типа СМДК (совмещенный механический дыхательный клапан) заключается в следующем. В корпусе клапана помещаются клапаны избыточного давления и вакуума тарельчатого типа, которые перемещаются по направляющим стержням. При достижении избыточного давления, которое способно приподнять тарелку клапана, клапан поднимается и сообщает воздушное пространство с внутренней полостью резервуара.
Клапан представляет собой двойную реверсивную конструкцию, обеспечивающую высокую пропускную способность при сливе (наливе) резервуара. При повышении (понижении) давления в резервуаре выше (ниже) рабочего соответствующий клапан открывается, сжимая тарировочную пружину и обеспечивает уравнивание давления в резервуаре и в атмосфере.
ГОРЛОВИНЫ РЕЗЕРВУАРОВ плотно закрываются крышками на прокладках. Прокладки для резервуаров под нефтепродукты должны изготовляться из листовой маслобензостойкой резины марки Б по ГОСТ 7338. При отсутствии прокладок из маслобензостойкой резины они могут быть изготовлены:
- для резервуаров с бензином - из паронита толщиной 3...4 мм;
- для резервуаров с дизельным топливом - из паронита или картона, пропитанного горячей олифой и после просушки промазанного с обеих сторон горячим столярным клеем с добавлением небольшого количества белил;
- для резервуаров с маслом - из картона, размоченного в горячей воде и пропитанного жидким столярным клеем.
Особое внимание следует обращать при установке крышки горловины резервуара на положение сливноналивной трубы и замерного люка, которые должны находиться на осевой продольной линии резервуара.
Замерный люк должен быть постоянно закрыт крышкой на прокладке и опломбирован. Он открывается только при замере уровня и отборе проб горючего.
Наружные поверхности резервуаров и оборудования, находящегося на резервуаре, должны быть окрашены, применяемые для этого лакокрасочные материалы определяются по согласованию между предприятием-изготовителем и потребителем.
Все неокрашенные детали (крепежные изделия и т.п.) должны быть законсервированы.
Резервуары должны иметь закрепленные на видном месте металлические таблички, на которых должны быть указаны следующие данные:
- наименование предприятия-изготовителя;
- тип резервуара;
- номер по системе нумерации предприятия-изготовителя;
- год и месяц изготовления;
- рабочее давление;
- номинальный объем;
- масса резервуара.
ДОПОЛНИТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ. Резервуары АЗС могут иметь дополнительное оборудование:
- системы определения количества горючего;
- системы контроля качества горючего;
- системы оперативного контроля технического состояния резервуара.
Резервуары для СУГ изготавливаются с одной или двумя горловинами, в зависимости от количества, установленного на них оборудования. Как правило, каждый резервуар объемом свыше 5 м3 является индивидуальным изделием. На горловины устанавливаются редукционные головки с вваренными в них патрубками для слива/налива продукта и дренажа (слива конденсата). Кроме этого, на редукционных головках в обязательном порядке устанавливается предохранительный сбросной клапан и уровнемер либо контрольная трубка, низ которой соответствует наполнению резервуара на 85%. Вся используемая на резервуаре (до испарителя) запорная арматура должна быть рассчитана на давление 2,5 МПа и иметь температурный режим работы минимум до минус 40°С. Резервуары для СУГ должны быть оснащены следующими техническими устройствами:
- запорной арматурой;
- редуцирующей арматурой (для резервуарных установок);
- приборами для измерения давления класса точности 2,5;
- предохранительными устройствами;
- указателями уровня жидкости (сигнализаторами уровня жидкости с блокировка-ми по уровню).
   
2.2.2 Установка стальных горизонтальных резервуаров в грунт

Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности земли или под землей. Максимально допустимое заглубление (расстояние от поверхности земли до верха обечайки) - 1,2 метра. Подземные резервуары перед определением вместимости должны полностью засыпаться землей.
Расположение резервуара под землей проводится с целью уменьшения пожарной опас-ности и сокращения потерь горючего от испарения.
Подземные одностенные резервуары для хранения топлива должны устанавливаться внутри оболочек, выполненных из материалов, устойчивых к воздействию нефтепродуктов и окружающей среды в условиях и в течение времени эксплуатации, а также исключающих проникновение топлива в грунт при возможных утечках из внутреннего пространства, образуемого стенками оболочек и резервуаров. Свободное пространство между указанными стенками должно быть заполнено (с уплотнением) негорючим материалом, способным впитывать в себя топливо.
При применении двустенного резервуара для хранения топлива следует предусматри-вать конструктивные мероприятия, направленные на исключение возможности образования взрывоопасной смеси паров топлива с воздухом (в результате разгерметизации внутренней стенки) в его межстенном пространстве. В случае заполнения межстенного пространства резервуара горючей жидкостью ее температура вспышки не должна быть ниже 100 оС.
     Работы по устройству основания должны производиться в соответствии с требованиями СП 45.13330 «Земляные сооружения, основания и фундаменты». Работы выполняются в следующей последовательности:
- зачистка внутренней поверхности резервуара (вручную, ОМЗР);
- очистка от краски и ржавчины наружной поверхности;
- внешний осмотр резервуара;
- пневматическое испытание резервуара (Ри = 0,05...0,07 МПа). При пневматическом испытании резервуар считается исправным, если созданное в нем избыточное давление не снизилось в течение 15...20 мин. В случае снижения давления определяют место утечки воздуха с помощью мыльного раствора, который наносят на сварные швы, вмятины и другие подозрительные места. После устранения дефекта резервуар подвергают повторному испытанию;
- нанесение противокоррозионного покрытия. Защитное покрытие наносится на тщательно очищенную и обезжиренную поверхность резервуара. Очищенная стальными щетками поверхность резервуара вначале покрывается слоем праймера, являющегося грунтовкой, а после его высыхания двумя слоями нефтебитума;
- подготовка котлована (дно котлована на 0,5 м выше уровня грунтовых вод);
- устройство песчаной подушки в котловане (Н> 0,5 м);
- установка резервуара на песчаную подушку; При угрозе затопления резервуаров они устанавливаются в котловане на сплошных бетонных фундаментах с креплением к ним резервуаров стальными хомутами. Расстояние между соседними резервуарами должно быть не менее 1 метра;
- устройство заземления резервуара, проверка его сопротивления. Резервуары заземляют с целью отвода статического электричества, возникающего и накапливающегося во время перекачки горючего. Общее сопротивление растеканию тока промышленной частоты должно быть не больше 100 Ом;
- засыпка резервуара грунтом;
- устройство смотрового колодца с крышкой на горловине резервуара;
- планировка обсыпки резервуара (i=1:1,5);
- устройство подъездов и оборудование площадок для средств перекачки горючего.
Площадка для приема (выдачи) горючего выполняется из безыскрового бетона, уложенного на основание из песка с уклоном 0,01 в сторону приямка для сбора проливов.
     Над горловиной резервуара устанавливается колодец из бетона или кирпича для доступа к оборудованию резервуара. Вокруг стенки колодца устраивается глиняный замок толщиной 0,2 м. При угрозе затопления колодец снизу, до горловины заливается цементным раствором, чтобы не допустить воду в колодец и сам резервуар.
     Высота колодца над грунтом должна быть не менее 0,15 м. Через стенку или крышку колодца могут выводиться трубопроводные коммуникации. На колодец крепиться крышка. Она может быть одинарная с одним скатом или двухскатная состоящая из двух частей. Крышка крепиться на навесах с одном или двух сторон, в зависимости от конструктивного исполнения, к колодцу и должна иметь петли для закрытия и пломбировки колодца.
На каждом резервуаре на крышке колодца (на горловине КАЗС) должны быть надписи с указанием порядкового номера резервуара, базовой высоты (высотного трафарета) и марки хранимого продукта.
Резервуары для хранения СУГ должны быть расположены подземно с обеспечением толщины засыпки грунтом не менее 0,5 м.
К подземным допускается приравнивать резервуары, полностью или частично расположенные над поверхностью земли, засыпаемые грунтом на высоту не менее 0,5 м выше их верхней образующей и ширину, обеспечивающую предотвращение разрушения насыпи в условиях эксплуатации, или защищенные иным негорючим материалом, обеспечивающим та-кую же теплоизоляцию от воздействия пожара. При этом следует обеспечить предотвращение образования пустот между резервуаром и защищающим его материалом в течение времени эксплуатации резервуара.
При монтаже подземного резервуара для СУГ необходимо учитывать, что высота горловины должна соответствовать глубине установки емкости. В случае установки резервуара на рыхлый грунт, который может не выдержать давление веса емкости, лучше заменить его на более прочный и, следовательно, более надежный. Помимо климата местности важным фактором при составлении проекта подземного резервуара является уровень промерзания грунта, который не должен оказывать пагубного влияния на конструкцию при эксплуатации. Кроме того, необходимо учитывать возможность появления грунтовых вод или колебания температур. Для наиболее эффективной эксплуатации резервуаров для СУГ возможно оснащение изделий дополнительным набором специального оборудования (датчиками, патрубками, люками). При этом установка КИП, регулирующей, предохранительной и запорной арматуры на подземные емкости для сжиженных углеводородов необходимо производить над засыпной частью, предусматривая их защиту от повреждений.
При размещении нескольких подземных горизонтальных цилиндрических резервуаров для СУГ требуется соблюдение между ними минимального расстояния в 1 м. В зависимости от плотности грунта емкость может быть установлена с опорами или без них.

2.3 Трубопроводы автозаправочных станций

Технологические трубопроводы на автозаправочных станциях служат для обеспечения приема и отпуска нефтепродуктов, отвода паров, образующихся в процессе слива автоцистерн, а также для удаления подтоварной воды и шлама. Соответственно, различают линии наполнения, выдачи, деаэрации и обесшламливания.
Технологические трубопроводы АЗС для нефтепродуктов и их паров должны удовлетворять следующим требованиям:
- выполняться из металла либо из материалов, имеющих соответствующий сертификат на использование для транспортировки нефтепродуктов;
- соединение фланцев должно осуществляться по принципу "шип-паз";
- соединения трубопроводов должны обеспечивать их надежность в условиях длительной эксплуатации.
Соединения подземных металлических трубопроводов выполняются сваркой, за исключением мест присоединения фланцевой или муфтовой арматуры и фланцевых заглушек. Фланцевая или муфтовая арматура, фланцевые заглушки располагаются в колодцах, которые должны быть засыпаны песком.
Подземные трубопроводы для топлива и его паров следует располагать на глубине не менее 0,4 м в заглубленных лотках или в металлических кожухах, исключающих проникновение топлива (при возможных утечках) за их пределы. Лотки следует заполнять негорючим материалом, металлические кожухи с обеих сторон должны герметично заделываться.
Допускается использование для нескольких ТРК одного, общего трубопровода подачи нефтепродуктов из одного резервуара (для напорных ТРК) или нескольких трубопроводов из разных резервуаров к одной ТРК, при условии наличия на таких трубопроводах запорной арматуры перед каждой ТРК и каждым резервуаром.
Трубопроводы СУГ и его паров в зоне возможного присутствия водителей и пассажиров должны быть размещены подземно. Технологическая система должна обеспечивать возможность безопасного перекрытия любой вероятной утечки СПГ, СУГ и их паров из указанных трубопроводов в окружающую среду, предотвращающего выход в местах допустимого присутствия водителей и пассажиров, а также за территорию АЗС газопаровоздушных смесей с концентрацией указанных паров более 20% от НПКР с частотой выше одной миллионной в год. Прокладка трубопроводов СУГ и их паров в зоне возможного присутствия пассажиров не допускается. Указанное требование допускается выполнять следующим образом. Трубопроводы СУГ и его паров, проходящие по территории АЗС, на которой допускается присутствие водителей и пассажиров, должны быть выполнены двустенными по всей длине (включая разъемные соединения) и оснащены системами постоянного контроля герметичности их межтрубного пространства, обеспечивающими автоматическое прекращение подачи СУГ и его паров в разгерметизированный участок трубопровода с одновременным его перекрытием, операций по наполнению резервуаров топливом и выдаче его потребителю на всех технологических участках многотопливной АЗС, а также отключение компрессорного оборудования.
По территории КриоАЗС СПГ и КПГ в зоне возможного присутствия водителей допускается:
- надземная прокладка трубопроводов СПГ с вакуумной изоляцией на конструкциях (эстакадах, стойках), выполненных из негорючих материалов;
- подземная прокладка трубопроводов в обслуживаемых негерметичных лотках и в футлярах.
Трубопроводы СПГ, размещаемые в зоне возможного присутствия водителей в обслуживаемых негерметичных лотках, должны быть выполнены с вакуумной изоляцией. Соединения трубопроводов с вакуумной изоляцией должны быть неразъемными, оснащены устройствами постоянного контроля герметичности внутренней стенки трубопровода. Должен быть обеспечен выход утечки из футляра только через сбросные трубы, соответствующие требованиям п. 8.12 СП 156. Материал изоляции трубопровода должен быть негорючим и не должен удерживать и накапливать СПГ и его пары.
Все фланцевые соединения трубопроводов, арматуры и оборудования должны быть плотно соединены через прокладки из материалов, устойчивых к воздействию нефтепродуктов и окружающей среды.
Подземные участки трубопроводов должны быть подвергнуты антикоррозионной защите в соответствии с требованиями государственных стандартов, наземные участки должны быть окрашены.
Линия наполнения — это комплекс оборудования, с помощью которого обеспечивается наполнение резервуара топливом при сливе автоцистерны. Эта линия включает сливную муфту, сливной трубопровод, сливной фильтр, задвижку, огнепреградитель и трубопровод наполнения.
Сливная муфта предназначена для соединения подающего рукава автоцистерны и трубопровода наполнения резервуара. Она должна обеспечивать герметичность соединения трубопроводов АЗС со сливными рукавами автоцистерн. В настоящее время наиболее распространены муфты сливные типа МС-2 и МСМ. Муфта сливная МС-2Н состоит из гайки нажимной 1, крышки 2, патрубка 3, кольца резинового 4 и предохранительного тросика. Муфта сливная присоединяется к сливному устройству резервуара патрубком 3 (соединение резьбовое). При необходимости присоединение может осуществляться через переходник, ввернутый в патрубок. В нерабочем положении горловина патрубка должна быть закрыта крышкой 2, которая предохраняет от попадания в резервуар пыли, грязи, осадков, а также от проливов нефтепродуктов. Крышка поджимается к патрубку нажимной гайкой. Герметичность прилегания крышки (или наконечника присоединяемого рукава) обеспечивается резиновым кольцом 4, установленным в патрубке. Для удобства обслуживания и во избежание утери крышки последняя прикреплена к корпусу гибким тросиком.
Устройство муфты сливной типа МСМ.
Сливная труба соединяет быстросъемную сливную муфту со сливным фильтром, задвижкой, огнепреградителем и трубопроводом наполнения, находящимся внутри резервуара.
Трубопровод наполнения заканчивается на расстоянии не более 200 мм от днища резервуара. Для предотвращения попадания в него наружного воздуха торец сливного трубопровода располагают ниже приемного клапана на трубопроводе выдачи топлива, что позволяет обходиться без специального гидрозатвора. Трубопровод наполнения прокладывается подземно.
Оборудование, устанавливаемое на трубопроводе наполнения (сливная муфта, сливной фильтр, задвижка), должно размещаться в приямке или колодце, находящемся у площадки для автоцистерны или на самой площадке. При этом должны быть приняты меры по предотвращению повреждения указанного оборудования в результате наезда транспортных средств.
Стенки приямка (колодца) должны быть выполнены из негорючих материалов. Допускается изготовление колодца из трудногорючих материалов при условии заполнения его свободного пространства негорючим материалом.
Линия выдачи — это комплекс оборудования, с помощью которого осуществляется подача топлива из резервуара к топливораздаточной колонке. Эта линия включает: приемный клапан, трубопровод выдачи топлива Ду50 с толщиной стенки не менее 3 мм, огнепреградитель и задвижку.
Линия деаэрации — это комплекс оборудования, с помощью которого обеспечивается пожаровзрывобезопасное сообщение газового пространства резервуара с атмосферой. Эта линия состоит из следующих элементов: дыхательного клапана, огнепреградителя, крана и трубопровода деаэрации с фланцем, которым он присоединяется к фланцу на крышке резервуара, размещенному в технологическом отсеке.
Дыхательный клапан устанавливается на высоте около 2,5 м. Он срабатывает при избыточном давлении в газовом пространстве резервуара, равном 1400±50 Па, и вакууме 100-150 Па. Огнепреградитель служит для предотвращения проникновения пламени внутрь резервуара при вероятном пожаре. Кран на линии деаэрации предназначен для перекрытия трубопровода при работах по замене и обслуживанию дыхательного клапана, а также при испытаниях резервуара на герметичность.
Резервуары (и отдельные камеры в многокамерных резервуарах) рекомендуется оснащать раздельными системами деаэрации. Допускается для резервуаров (камер) с одинаковым видом топлива использовать газовую обвязку с общим дыхательным клапаном при условии установки огнепреградителей в местах врезки в нее отводов от резервуаров (камер).
Устройство совместной газовой обвязки резервуаров (камер) с бензином и дизельным топливом не допускается.
Линия обесшламливания – это комплекс оборудования, с помощью которого обеспечивается удаление из резервуара подтоварной воды и частиц мехпримесей (шлама) закрытым способом. Данная линия используется также для опорожнения резервуара от остатков нефтепродукта (когда его уровень ниже обратного клапана) и при механизированной промывке резервуара закрытым способом.
Линия состоит из стационарной и мобильной частей. Стационарная часть представлена трубопроводом Ду40, который в резервуаре соединяется с коллектором для забора подтоварной воды, проходящего на расстоянии не более 10 мм от дна резервуара, а вне его заканчивается штуцером, герметично закрывающимся заглушкой. Мобильная часть состоит из ручного насоса, гибких рукавов и переносной емкости для сбора шлама.
При необходимости удаления шлама, остатков нефтепродукта, а также моющего рас-твора снимается заглушка со штуцера и к нему присоединяется гибкий рукав, ведущий к ручному насосу, а другой рукав соединяет насос с переносной емкостью для шлама.
Все трубопроводы для топлива и его паров, расположенные над землей или в свободном пространстве шахт резервуаров и технологических колодцев, должны быть металлическими и надежно соединены.
Соединение фланцев должно осуществляться по принципу «шип-паз». Они должны быть плотно затянуты на прокладках из бензостойкого материала.
Запорная и регулирующая арматура, установленная на трубопроводах, должна быть стальной и снабжена нумерацией, соответствующей технологической схеме. На всасывающих трубопроводах топливораздаточных колонок должны устанавливаться обратные клапаны для предотвращения перемещения жидкостей в обратном направлении. Задвижки, краны, вентили и другие запорные устройства должны содержаться в исправности и обеспечивать возможность надежного и быстрого перекрытия трубопровода. На них должны быть указатели крайних положений.
Одностенные подземные трубопроводы для топлива и его паров следует располагать на глубине не менее 0,4 м в заглубленных лотках, исключающих проникновение возможных утечек топлива за их пределы. Лотки следует заполнять (с уплотнением) негорючим материалом. При использовании двустенных трубопроводов типа «труба в трубе» с разъемными соединениями, обеспечивающими раздельную герметизацию внутреннего и внешнего трубопроводов, допускается их прокладка без лотков.
Все трубопроводы для топлива и его паров, расположенные над землей или в свободном пространстве шахт резервуаров и технологических колодцев, должны удовлетворять следующим требованиям:
- они должны быть выполнены из металла;
- соединение фланцев должно осуществляться по принципу «шип-паз»;
- соединения трубопроводов должны обеспечивать их надежность в условиях и в течение времени эксплуатации, регламентированных требованиями документации на технологическую систему АЗС;
- соединения должны быть оснащены устройствами для исключения их саморазъединения.
Запрещается прокладывать технологические трубопроводы в общих траншеях с газо-проводами, пожарным водопроводом, тепловыми сетями, а также кабелями высокого и низкого напряжения.
Наземные участки технологических трубопроводов должны быть покрыты антикорро-зийной изоляцией, а наземные – окрашены.
На АЗС широко применяются пластиковые трубопроводы. Пластиковые трубопроводы - легкие, подвижные и простые в установке неметаллические системы труб, обладающие не-оспоримыми преимуществами по сравнению со стальными трубами с изоляцией:
- стоимость монтажных работ снижается в 2 раза;
- скорость прокладки трубопровода выше в 10 раз;
- стоимость пластиковых труб в 2 раза ниже чем у аналога из стали;
- отсутствие сварных работ и дорогостоящих методов проверки сварных соединений;
- пластиковые трубопроводы оказывают минимальное отрицательное воздействие на окружающую среду;
- пластиковые трубы имеют срок службы более 30 лет.
Примером таких трубопроводов является трубопровод UPP.

2.3.1 Пластиковый трубопровод
Трубопроводы для нефтепродуктов UPP и всеобъемлющий ассортимент соответствую-щих приспособлений соответствуют всем требованиям по давлению, наполнению и вентиля-ции.
Пластиковые трубы со специальным внутренним покрытием из нейлона имеют практи-чески нулевую проницаемость даже при использовании к высокоагрессивным средам.
Трубы пластиковые изготавливаются из улучшенного полиэтиленового материала выдавливанием, обеспечивая исключительную гладкость внутренней поверхности.
Для наиболее чувствительных по отношению к окружающей среде ситуаций разработана си-стема "труба в трубе". Трубы изготавливаются по ТУ 4575-001-81017117-2007 и имеют все не-обходимые разрешения и сертификаты.
Технологические трубопроводы UPP включают несколько типов труб различного назначения, удовлетворяющих всем современным требованиям:
- одностенные трубы UPP Extra с внутренним нейлоновым слоем, обеспечиваю-щим 100% непроницаемость - для трубопроводов подачи топлива во всасывающих и напорных топливных системах, трубопроводов возврата газов, вентиляции и слива топлива;
- двустенные трубы UPP - для трубопроводов подачи топлива во всасывающих и напорных топливных системах, трубопроводов возврата газов, вентиляции и слива топлива, когда к трубопроводам предъявляются повышенные требования по защите окружающей среды в соответствии с действующим законодательством;
- одностенные трубы UPP без внутреннего нейлонового слоя – для трубопроводов вентиляции, возврата газов и слива топлива;
- кабельные каналы UPP – для подземной прокладки электрических кабелей.
Технологические трубопроводы UPP изготавливаются диаметром от 32 мм до 160 мм                (1"- 6") и могут использоваться в качестве технологических трубопроводов на автозаправочных станциях, нефтебазах, в морских и речных портах, аэропортах. Системы трубопроводов UPP применяются на объектах военного и гражданского назначения, различных промышленных объектах, например, таких как угольные шахты, железнодорожные станции и др.
Трубопроводы малого диаметра 32 мм (1") - идеальное решение для задач подачи топ-лива к дизельным генераторам из подземных или надземных резервуаров хранения.
В основе эффективности трубопроводов UPP лежит высокотехнологическая система электросварки пластиковых трубопроводов, позволяющая прокладывать трубопроводы под землей без дополнительных мероприятий по инспекции сварных соединений. Сварка трубопроводов производится в любых климатических условиях с использованием портативных сварочных аппаратов.
Система одностенных технологических трубопроводов UPP предназначена для исполь-зования на автозаправочных станциях и на других объектах, где возникает задача перекачки топлива. Одностенные подземные трубопроводы UPP - это:
- усовершенствованные полиэтиленовые трубы;
- особо прочный нейлоновый защитный слой;
- нулевая проницаемость;
- трубы различных диаметров 32мм, 50мм, 63мм, 90мм, 110 мм, 160мм;
- трубы прямые в отрезках и трубы в катушках;
- полный ряд фитингов для сварки.
2.3.2 Конструкция одностенных труб
Внешний черный слой трубы – высокопрочный полиэтилен HDPE (High Density Polyethylene) марки PE80 или PE100, который позволят использовать электросварные фитинги и муфты для монтажа трубопроводов любой конфигурации. Помимо высокой механической прочности PE слой также устойчив к различным микробиологическим воздействиям и воздействиям со стороны грызунов.
Промежуточный слой - клеевой слой, который прочно соединяет полиэтиленовый и нейлоновый (полиамидный) слои.
Внутренний барьерный желтый слой трубы UPP Extra – полиамидный (нейлоновый) слой, который обладает исключительной устойчивостью к нефтепродуктам.
Гладкая внутренняя поверхность трубы UPP Extra обеспечивает по сравнению со сталь-ной трубой более высокую скорость движения топлива и газов как результат более низких гидравлических потерь.
Конструкция труб UPP позволяет эксплуатировать трубы с рабочим давлением среды до 1,0 МПа при 20 оС. Давление, при котором происходит разрыв трубы составляет 4,0 МПа, что обеспечивает высокую безопасность эксплуатации труб.
Высокая механическая прочность, обеспечивающая стойкость к весу материалов обрат-ной засыпки труб и динамическим нагрузкам движущегося транспорта, и электросварной способ соединения фитингов, обеспечивающий целостность трубы на всем протяжении трубопровода, позволяет прокладывать трубы без специальных лотков непосредственно в земле. Более чем 20-летний опыт эксплуатации трубопроводов UPP доказал эффективность подземной про-кладки трубопроводов и стойкость к воздействию нефтепродуктов.
Сертификация: UPP трубопроводы получили разрешение на использование в государ-ственных органах сертификации в большинстве стран мира, а также одобрены к использованию большим количеством организаций по защите окружающей среды. Вся продукция UPP производится в соответствие со стандартами качества Великобритании British Standard EN ISO 900, прошла независимую проверку на соответствие стандартам института Institute of Petroleum (UK) Великобритании и лабораторий Underwriters Laboratories Inc (US) в США. Трубопроводы UPP сертифицированы в Российской Федерации.

2.4 Средства замера количества топлива

Все автозаправочные станции, независимо от их типа оснащаются средствами измере-ний, которые находятся под надзором государственной метрологической службы и должны иметь клеймо государственного поверителя.
Метрологическое обеспечение АЗС основано на ряде документов, к которым относятся:
- Законы и Постановления правительства Российской Федерации;
- государственные стандарты на средства измерений;
- метрологические правила, рекомендации, методические указания, принятые министерствами и ведомствами РФ;
- эксплуатационная документация на средства измерения.
Эти документы обеспечивают единство и точность измерений, регламентируют порядок государственного метрологического надзора и контроля за состоянием средств измерений.
Государственный метрологический надзор за АЗС осуществляется в форме проверок соблюдения метрологических правил и норм при приеме, хранении и отпуске горюче-смазочных материалов (ГСМ) или газа и включает в себя:
- проверку состояния средств измерений и соответствия условий их эксплуатации установленным требованиям;
- контроль за правильностью выполнения измерений, определяющих количество отпускаемых ГСМ или газа при совершении торговых операций;
- осуществление контрольных закупок совместно с Торгинспекцией;
- утверждение типа средств измерений;
- поверку средств измерений;
- лицензирование деятельности юридических и физических лиц, связанной с изготовлением, ремонтом, продажей и прокатом средств измерения.
Средства измерений, предназначенные для применения в сфере государственного регу-лирования обеспечения единства измерений, до ввода в эксплуатацию, а также после ремонта подлежат первичной поверке, а в процессе эксплуатации - периодической поверке. Правила проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке устанавливает приказ Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.  Применяющие средства измерений в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений юридические лица и индивидуальные предприниматели обязаны своевременно представлять эти средства измерений на поверку. Поверку средств измерений осуществляют аккредитованные в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации в национальной системе аккредитации на проведение поверки средств измерений юридические лица и индивидуальные предприниматели. Требования к экспертам и специалистам зани-мающимся поверкой средств измерений изложены в ГОСТ Р 56069 «Требования к экспертам и специалистам. Поверитель средств измерений. Общие требования». Правительством Российской Федерации (Постановление Правительства от 20.04.2010 года №250) устанавливается перечень средств измерений, поверка которых осуществляется только аккредитованными в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации в национальной системе аккредитации государственными региональными центрами метрологии.
Показатели точности, интервал между поверками СИ (далее - межповерочный интер-вал), а также методика поверки каждого типа СИ устанавливаются при утверждении типа СИ в соответствии с пунктом 1 статьи 12 Закона № 102-ФЗ.
Эталоны единиц величин, используемые при поверке СИ, должны быть аттестованы в соответствии с Положением об эталонах единиц величин, используемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 23 сентября 2010 г. № 734 "Об эталонах единиц величин, используемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, № 40, ст. 5066).
Результаты поверки средств измерений удостоверяются знаком поверки, и (или) свидетельством о поверке, и (или) записью в паспорте (формуляре) средства измерений, заверяемой подписью поверителя и знаком поверки. Конструкция средства измерений должна обеспечивать возможность нанесения знака поверки в месте, доступном для просмотра. Если особенности конструкции или условия эксплуатации средства измерений не позволяют нанести знак поверки непосредственно на средство измерений, он наносится на свидетельство о поверке или в паспорт (формуляр).
Если СИ по результатам поверки, проведенной аккредитованными юридическими лицами или индивидуальными предпринимателями, признано ими непригодным к применению, свидетельство о поверке аннулируется и выписывается извещение о непригодности к применению.
В целях предотвращения доступа к узлам регулировки и (или) элементам конструкции СИ в местах, предусмотренных их конструкцией, устанавливаются пломбы.
В целях контроля за внесением изменений в программное обеспечение СИ (при нали-чии) осуществляется проверка контрольных сумм в соответствии с операциями, предусмотренными методикой поверки.
Пломбы, предотвращающие доступ к узлам регулировки и (или) элементам конструк-ции СИ, устанавливаются:
- предотвращающие доступ к элементам конструкции - изготовителем СИ или ор-ганизацией, выполнявшей ремонт СИ;
- предотвращающие доступ к узлам регулировки - организацией, осуществляю-щей поверку, с нанесением знака поверки.
Количество и расположение пломб определяются при утверждении типа СИ.
Сведения о результатах поверки СИ, находящихся в сфере государственного регулиро-вания, аккредитованными юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями, проводившими поверку СИ, передаются в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с Порядком создания и ведения Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений, передачи сведений в него, утвержденным приказом Минпромторга России от 20 августа 2014 г. № 1318 (зарегистрирован в Минюсте России 17 февраля 2014 г., регистрационный номер 31337).
Средства измерений, не предназначенные для применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, могут подвергаться поверке в добровольном порядке.
Результаты поверки действительны в течение межповерочного интервала.
Срок действия результатов поверки СИ устанавливается:
- для СИ, на которые выдается свидетельство о поверке с нанесенным знаком поверки, - до даты, указанной в свидетельстве о поверке СИ;
- для СИ, на которые наносится знак поверки, но при этом свидетельство о поверке с нанесенным знаком поверки не выдается:
a) для знака поверки с указанием месяца поверки, - до конца месяца, пред-шествующего месяцу проведения поверки, с учетом межповерочного интервала;
b) для знака поверки с указанием квартала выполнения поверки - до конца квартала, предшествующего кварталу поверки, с учетом межповерочного интервала;
c) для знака поверки с указанием только года поверки - до 31 декабря года, предшествующего году поверки, с учетом межповерочного интервала.
Каждая АЗС должна иметь Табель оснащенности автозаправочных станций средствами измерений, который устанавливает необходимый комплект рабочих и образцовых средств измерений и требования к их сохранности.
Средства измерений, эксплуатируемые на АЗС, предназначаются для:
- определения количества нефтепродуктов или газа в резервуарах;
- измерения количества отпускаемых нефтепродуктов или газа;
- контроля рабочих средств измерений.
К средствам измерений, с помощью которых определяется количество нефтепродуктов или газа, относятся:
- метрштоки;
- рулетки с лотом;
- уровнемеры с дистанционным и (или) местным отсчетом;
- резервуары с градуировочными таблицами к ним.
К средствам измерений, с помощью которых определяется количество отпускаемых нефтепродуктов или газа, относятся: топливораздаточные колонки.
К образцовым средствам измерений, используемым для контроля рабочих средств изме-рений, относятся:
 
- мерники образцовые разной вместимости;
- образцовые уровнемерные установки и образцовые уровнемеры;
- образцовые рулетки 3-го разряда;
- весы образцовые и наборы образцовых гирь;
- термометры с ценой деления 0,5 оС;
- секундомеры 3 класса.
Резервуары АЗС подлежат первичной и периодической поверкам согласно ГОСТ 8.346. Поверка резервуаров заключается в определении их вместимости, соответствующей данной высоте наполнения. Методы поверки резервуаров подразделяют на объемный и геометрический. При подземном расположении резервуаров геометрический метод не применяется. До-пускаемая относительная погрешность определения объема жидкости при помощи резервуаров в зависимости от класса точности (резервуара) не должна превышать ±1,0% и ±2,0%. Результат определения вместимости и градуировки оформляют градуировочной таблицей. Объем нефтепродуктов или газа в резервуарах определяется с их помощью. Градуировочные таблицы на резервуары утверждает руководитель организации государственной метрологической службы или руководитель аккредитованной на право поверки метрологической службы юридического лица. К градуировочной таблице прилагается опись деформаций резервуара, таблица исходных данных резервуара, расчетная таблица по сантиметровые градуировки горизон-тального резервуара и акт измерения базовой высоты.
Уровень нефтепродуктов замеряют рулетками, метрштоками или уровнемерами, газа только уровнемерами. На эти средства измерения выдается свидетельство о государственной поверке или ставиться клеймо государственного поверителя. Периодичность поверки средств измерения уровня устанавливается эксплуатационными документами.
Метрштоки и рулетки с лотом рекомендуется ежедневно проверять на: внешний вид шкалы, отсутствие на рабочей части забоин и следов коррозии. По окончании измерений метрштоки и ленту вытереть насухо и слегка смазать маслом, хранить в сухом помещении.
Государственная поверка колонок производится при вводе их в эксплуатацию и перио-дически по мере эксплуатации. Периодическую проверку колонки необходимо проводить на рабочей жидкости. При поверке колонки при температурах, отличных от (20±5) оС должны быть учтены поправки на изменение вместимости мерника. При периодической поверке мер-ник устанавливается по уровню. При этом верхний конец горловины мерника должен быть на высоте не более 2,6 м от уровня земли. В ходе поверки проверяют соответствие показаний указателей разового и суммарного учета заданной или выданной дозе.      Погрешность колонок определяют объемным методом непосредственного сличения доз топлива, выдаваемых колонкой и показанием образцовых мерников. Относительная погрешность колонки не должна превышать значения, установленного ГОСТ 9018 или значений, при-веденных в технической документации на колонку конкретного типа. Ее следует определять в соответствии с методикой, изложенной в МИ 1864.
При положительных результатах государственной поверки на ТРК навешиваются пломбы с оттиском государственного поверочного клейма, таким образом, чтобы перекрыть доступ к механизму указателя суммарного учета колонки и регулирующим устройствам измерителя объема и отсчетного устройства.
Запрещено эксплуатировать колонки, не поверенные госповерителем. Результаты по-верки колонки должны быть записаны в формуляр колонки и заверены оттиском государственного поверочного клейма и подписью госповерителя.
Схема опломбирования колонок показана в эксплуатационной документации.
Колонки, не удовлетворяющие требованиям МИ 1864, к эксплуатации не допускаются. Клеймо гасится, и выдается извещение о непригодности с указанием причин.
Поддержание средств измерений в постоянной готовности к выполнению измерений, их правильное и своевременное обслуживание способствуют не только бесперебойной работе АЭС, но и обеспечивают единство и достоверность измерений количества нефтепродуктов или газа при их приемке, хранении и отпуске. Это обеспечивается соответствующей подготовкой обслуживающего персонала, знанием им правил технической эксплуатации применяемых на АЭС средств измерений.

2.5 Средства контроля качества

Средствами контроля качества нефтепродуктов на АЗС являются: пробоотборники, ареометры, водочуствительная паста или лента. Для отбора проб на АЗС применяются различные пробоотборники. Переносной пробоотборник представляет собой цилиндр из цветного металла (бронза) с утолщенным дном и крышкой, вращающейся на оси. В нефтепродукт его опускают на рулетке. На заданном уровне с помощью цепочки (бечевки) открывается крышка для заполнения пробоотборника, после заполнения крышку закрывают с помощью второй цепочки (бечевки) и поднимают пробоотборник.
Упрощенный пробоотборник может быть изготовлен своими силами. Он представляет собой бутылку емкостью 0,75 л из толстого стекла, установленную в каркас из цветного металла. Каркас предохраняет бутылку от ударов и обеспечивает ее погружение в нефтепродукт. На уровне отбора пробы пробка выдергивается бечевкой, и бутылка заполняется горючим.
Для отбора донной пробы используют лот-пробоотборник. Он представляет собой ме-таллический цилиндр объемом 250 мл, на внешней поверхности цилиндра укреплен держатель для водочувствительной ленты. Внутри цилиндра к днищу приварена трубка, нижний конец которой образует входное отверстие пробоотборника. Сверху пробоотборник закрывается навертывающейся крышкой, на которой имеется кронштейн для крепления рулетки и штуцер для резиновой трубки. Пробоотборник опускают в резервуар до дна, при этом второй конец резиновой трубки должен быть зажат. Когда пробоотборник достигает дна, резиновую трубку разжимают. Горючее через входное отверстие в днище заполняет пробоотборник.
Ареометры и стеклянные цилиндры рекомендуется ежедневно проверять на:
- отсутствие дефектов на поверхности, где расположена шкала;
- наличие маркировки.
По окончании измерений ареометры и цилиндры протереть и уложить в футляры.

2.6 Вспомогательные средства

К вспомогательным средствам, применяемым на АЗС относятся: шланговые противогазы для зачистки резервуаров, газоанализаторы и др.
Шланговый противогаз представляет собой прибор изолирующего типа, служащий для защиты органов дыхания человека в атмосфере, в которой недостает кислорода. Наиболее распространенными моделями шлангового противогаза, являются модели ПШ-1 и ПШ-2.
Противогаз ПШ-1 состоит из следующих основных частей:
- шланга длиной 10 м., по которому производится всасывание чистого воздуха для дыхания;
- маски с двумя последовательно соединенными гофрированными трубками. Гоф-рированная трубка соединяет маску со шлангом;
- пояса, с помощью которого шланг крепится на корпусе носителя;
- фильтрующей коробки для очистки вдыхаемого воздуха от пыли,
- штыря, с помощью которого один конец шланга укрепляется в зоне чистого воздуха;
- чемодана, в который укладываются все детали шлангового противогаза для хранения.
 Технические показатели шлангового противогаза следующие (Таблица 0):

Таблица 0 Характеристики шлангового противогаза ПШ-1

№
п/п Показатели Единицы измерений норма
1. Сопротивление дыханию комплекта со шлангом 10 м мм в ст. не> 20
2. Сопротивление одного шланга 10 м мм.в.ст 8
3. Вес комплекта со шлангом 10 м (без чемодана) кг 8

Шланговый противогаз самовсасывающего типа обеспечивает защиту только в том слу-чае, если конец шланга с фильтром при помощи штыря укрепляется в зоне чистого воздуха.
При выполнении работ в емкостях, колодцах и других замкнутых местах каждого рабо-тающего должны страховать не менее двух наблюдающих, остающихся снаружи, которые держат сигнальную веревку и могут оказать помощь работающему внутри в случае необходимости.
Если на сигналы наблюдающих условного ответа не последует, то они обязаны немед-ленно извлечь его за веревку из опасной зоны.
В некоторых случаях целесообразно иметь недалеко от помощника запасной шланго-вый противогаз для оказания помощи и спасения рабочего непосредственно в опасной зоне.
Сборка прибора производится следующим образом: к концу шланга, где закреплен по-яс, привинчивают удлиненную гофрированную трубку с маской. Подбор маски производится по размеру для каждого рабочего.
Второй конец шланга соединяют с фильтром. Этот конец укрепляют в зоне чистого воздуха, вблизи места работы, при помощи специального штыря, находящегося на конце шланга. Штырь крепко забивают в землю или стену, так, чтобы он не выдергивался при тяговом усилии.
Подготовка к выходу в зараженную зону должна проходить обязательно с участием бригадира или мастера и состоят в следующем:
- тщательно осмотреть шланг, гофрированную трубку, маску;
- проверить прочность и надежность соединения всех частей противогаза;
- проверить наличие резиновых прокладок в местах соединения гофрированной трубки между собой, с маской и со шлангом;
- продуть шланг от пыли. Продувка производится сжатым воздухом или несколь-кими сильными выдохами с того конца, к которому привинчивается гофрированная трубка. Перед продуванием фильтра коробку отключают;
- в том случае, если по условиям работы требуется шланг более 10 м, присоединяют еще один шланг с помощью накидной гайки, которая должна быть затянута гаечным ключом до отказа.
Наибольшая длина шланга 20 метров. Через шланг 30 метров при тяжелой работе ды-шать трудно. В этом случае следует применить шланговый противогаз с механической подачей воздуха.
Для выполнения работ шланговый противогаз надевают следующим образом:
- укрепляют на талии пояс с плечевыми ремнями;
- неподвижными пряжками, расположенными впереди на ремнях, подтягивают крепление таким образом, чтобы все снаряжение лежало на корпусе человека удобно и прочно;
- для того, чтобы гофрированная трубка не спадала с плеча ее при помощи хомутика, который можно передвигать, притягивают к плечевому ремню;
- затем надевают маску и перед тем, как войти в отравленную зону, проверяют герметичность расположения ее на голове (соединения с гофрированной трубкой путем пережимания последней) около соединения с маской. Если дыхание становится не воз-можным, маска и ее соединение с гофрированной трубкой герметичны.
После того, как шланг с помощью штыря будет укреплен в зоне чистого воздуха и будет проведена тщательная проверка герметичности соединения всей системы, можно разрешить войти в отравленную зону для исполнения работ.
Ответственность за обучение рабочих по пользованию шланговым противогазом и за всю постановку работ в нем несет руководитель подразделения, цеха, службы.
После окончания работы все детали противогаза очищаются от грязи и пыли и уклады-ваются в чемодан до следующего использования. В случае загрязнения маска моется водой с мылом, не допускается попадание воды в клапанную коробку. Затем маска высушивается.
Все части прибора периодически должны проверяться путем тщательного осмотра. Внимательно следить за исправностью резиновых деталей. При потере эластичности резиновые детали нужно менять. Особое внимание следует обратить на выдыхательный клапан, который при неисправности, заглублении и засорении может служить причиной серьезного отравления.
Шлем-маску противогаза изготовляют пяти размеров: 0,1,2,3 и 4. Для подбора размера шлем-маски сантиметровой лентой производят два измерения головы. При первом измерении определяется длина круговой линии, проходящей по подбородку, щекам и через высшую точку головы (макушку). При втором измерении определяется длина полуокружности, проходящей от отверстия одного уха к отверстию другого по лбу через надбровные дуги. Результаты двух обмеров складывают и определяют требуемый размер шлем-маски, руководствуясь данными в таблице 0.
Таблица 0 Подбор шлем-маски
Сумма измерений, см Размер шлем-маски
    До 93                0
 От 93 до 95               1
 От 95 до 99               2
 От 99 до 103               3
 От 103 и выше               4
Правильность подбора шлем-маски проверяют примеркой.
Новую шлем-маску перед надеванием необходимо протереть чистой или ватой, смочен-ной водой, гофрированную трубку продуть. Маску, бывшую в употреблении, в целях дезинфекции или в случае загрязнения следует отсоединить от коробки, промыть мылом и просушить.
При получении противогаза в пользование необходимо произвести внешний осмотр в следующем порядке:
- проверить исправность шлем-маски, стекол очков, наличие прокладочного коль-ца в клапанной коробке;
- убедиться в отсутствии повреждений на клапанной коробке, проверить наличие и качество клапанов;
- осмотреть гофрированную трубку и проверить, нет ли на ней проколов и порывов, не помяты ли накидная и ввинтная гайки. Неисправным противогазом пользоваться категорически запрещается.
Для определения правильности подбора маски, сборки и исправности (герметичности) противогаза необходимо надеть маску, закрыть отверстие гофрированной трубки ладонью руки и попытаться сделать 3-4 глубоких вдоха. Если дыхание при этом невозможно, то противогаз в целом исправен (герметичен).
Противогаз ПШ-2 представляет собой прибор изолирующего типа, служащий для защи-ты органов дыхания человека в атмосфере, в которой недостает кислорода, или при наличии в воздухе больших концентраций газов.
Шланговый противогаз полностью изолирует дыхание человека от окружающей атмо-сферы и обеспечивает защиту от любого вида газа, дыма и тумана, кроме тех веществ, которые могут произвести отравление через незащищенную кожу.
Одним из основных достоинств шлангового противогаза типа ПШ-2 является отсут-ствие сопротивления дыхания, что дает возможность производить тяжелую работу в течении более длительного времени, чем при пользовании любым другим противогазом.
Непрерывный поток свежего воздуха, подаваемого под маску, устраняет запотевание очков и таким образом сохраняет видимость.
Противогазы комплектуются шлем-маской ШМП-1 или панорамной маской МАГ.
Противогаз имеет три исполнения:
- ПШ-2-20 - одноканальный с воздухоподводящим шлангом длиной 20 м;
- ПШ-2-40 - одноканальный с воздухоподводящим шлангом длиной 40 м;
- ПШ-2-20х2 - двухканальный с двумя воздухоподводящими шлангами длиной по 20 м каждый.
Шланговый противогаз ПШ-2 состоит из следующих основных частей:
- электромотора, который привод во вращение воздуходувку;
- редуктора, служащего для приведения во вращение воздуходувки от рукоятки;
- двух шлангов длиной 20 метров каждый для подачи воздуха под маски;
- трех шлемов-масок, каждая с двумя гофрированными трубками для соединения шлема-маски со шлангом (гофрированные трубки соединяются в одну целую посред-ством резьбового соединения деталей);
- двух спасательных поясов, с помощью которых шланги крепятся на людях;
- ящика, в котором укрепляются электромотор и воздуходувка;
- двух сигнальных веревок длиной 25 метров каждая.
Технические показатели ПШ-2 следующие (Таблица 0):

Таблица 0 Техническая характеристика противогаза ПШ-2
№ п/п Показатели Ед. изм. норма
1.Сопротивление дыхания при выключенной воздуходувке (со шлангом 20 м длиной) мм в. ст. не более 3
2.Давление в системе при действии электропривода -/- не более 5
3.Вес противогаза, не более кг 48
4.Количество воздуха, подаваемого под каждую шлем-маску л/мин не более 50
5.Усилие на вращение ручки кг не более2,5
6.Размеры ящика см 32х32х29

Шланговый противогаз ПШ-2 обеспечивает одновременную работу в нем двух человек, для чего воздуходувка имеет два штуцера и две линии шлангов. Если противогазом ПШ-2 пользуется один человек, то в воздуходувке присоединяют один шланг, а штуцер для второго шланга закрывается заглушкой-колпачком.
Подача воздуха под шлем-маску осуществляется при помощи воздуходувки, которая приводится в движение электромотором напряжением 220 вольт или ручным приводом.
Лица, работающие в шланговом противогазе, должны обслуживаться вспомогательны-ми рабочими. Число помощников в зависимости от условий работы может быть разным.
Например, при работе в загазованном помещении, небольшой емкости двух рабочих может обслуживать один человек, который держит сигнальные веревки и следит за работой воздуходувки.
При выполнении работ в нефтяных баках, колодцах и других замкнутых местах, рабо-тающих обслуживают два человека. Один из них держит сигнальные веревки, другой вращает ручку воздуходувки или следит за работой мотора.
Сигнальная веревка служит средством условий связи между работающим в противогазе и его помощником, который периодически подергиванием веревки осуществляет сигнализацию с работающим. Веревка должна быть прочной, так как она служит и для извлечения рабочего из опасной зоны.
В некоторых случаях следует иметь запасной шланговый противогаз для оказания по-мощи рабочему непосредственно в опасн