Состав бригады по очистке резервуаров. Зачистка резервуаров для хранения нефтепродуктов: инструкция

3.1. Подготовка к зачистке

До начала зачистки Заказчик и Подрядчик должны согласовать источники пара, электроэнергии, определить места временного хранения продуктов зачистки. Также на данном этапе разрабатываются рабочие инструкции на ключевые процессы.

Также необходимо оформление Наряда-допуска на работы повышенной опасности, к которому прикладываются схемы обвязки и установки зачистного оборудования.

Специалисты по зачистке резервуаров СМУ «Р ЕЗЕРВ УАРОС ТРОИТЕЛЬ» полностью принимают на себя работу по надлежащему оформлению всей документации.

3.2. Подготовка резервуара

На данном этапе необходимо:

1. возвести ограждение участка, где будет производиться зачистка;
2. предусмотреть пожароохранные мероприятия;
3. оборудовать вспомогательные помещения;
4. обеспечить подъездные пути;
5. установить насосы и трубопровод для перекачки продукта зачистки;
6. смонтировать систему подачи моющих средств и паропровод;
7. предусмотреть отстойник;
8. расположить оборудование для дегазации свободного пространства резервуара;
9. завезти расходные материалы;
10. проверить систему заземления;
11. откачать остаток хранимого в резервуаре продукта;
12. частично демонтировать резервуарное оборудование;
13. отключить резервуар от трубопроводов;
14. провести инструктаж зачистной бригады;
15. провести анализ остатка продукта.

3.3. Удаление невыбранного остатка продукта

Невыбранный слой продукта удаляется с применением различных технологий, которые выбираются исходя их вида продукта.

Перед откачкой таких продуктов, как нефть, мазут, масла, жиры и т.д., их разжижают с разогревом. ГК « Р ЕЗЕР В УАРО С ТРОИТЕЛЬ» использует 3 основных метода разжижения.

1. Разжижение горячей водой или паром.
   • На слой оставшегося в резервуаре продукта заливают равный по высоте слой воды с температурой 85°С. Также непосредственно в продукт может быть подан острый пар.
2. Разжижение аналогичным продуктом.
   • На слой оставшегося в резервуаре продукта заливают аналогичный разогретый продукт и проводят циркуляцию заглубленными струями по принципу «резервуар-насос-теплообменник-резервуар». Операцию проводят до 15 часов.
3. Разжижение с применением гидромониторов.
   • Оставшийся в резервуаре слой продукта удаляется с днища струями горячей воды под давлением, подаваемой через гидромониторы. Параллельно производится откачка размытого продукта.

Светлые нефтепродукты откачиваются проще, поскольку имеется возможность поднять остаток на воду. При откачке необходимо проводить отбор его пробы, чтобы определить концентрацию нефтепродукта.

3.4. Дегазация резервуара

Дегазация необходима для приведения состава атмосферы в резервуаре к безопасному для человека состоянию. Для определения безопасности газовоздушной среды производится газовый анализ.

Наши специалисты применяют 2 основных метода дегазации.

3.4.1. Замещение газовоздушной среды чистым воздухом

Самый простой способ замещения – это естественная вентиляция. Его можно эффективно применять при ветре со скоростью от 1 м/с, как правило в высоких резервуарах типа РВС.

Также может применяться принудительная вентиляция посредством искробезопасных взрывозащищенных вентиляторов и пароэжекторов.

Очень часто при зачистке резервуара от темных нефтепродуктов мы применяем пропаривание. Температура пара: до 90°С.

В отдельных случаях применяется метод заполнения резервуара водой. Такой способ эффективен для дегазации подземных резервуаров.

3.4.2. Флегматизация газовоздушного пространства

Метод флегматизации заключается в подаче в атмосферу резервуара инертных газов, не способных к воспламенению. Может применяться сжиженный азот, азот мембранного разделения, сжатый азот или охлажденные дымовые газы из котельных.

3.5. Доведение внутренней поверхности резервуара до нужной степени чистоты

Процесс доведения внутренней поверхности резервуара до нужной степени чистоты проводится в 4 этапа.

3.5.1. Первичная мойка:

Резервуар внутри обрабатывается горячей водой под напором. Таким образом удаляется остаток продукта и продукты пластовой коррозии. В резервуаре размещаются моечные машинки, мойка производится от верхнего пояса к днищу.

3.5.2. Откачка продукта первичной мойки:

Для удаления смеси продукта, воды и ржавчины из больших резервуаров наши специалисты применяют пневмотранспортеры. После первичной мойки малых по объему резервуаров осадок можно собирать вручную.

3.5.3. Мойка внутреннего резервуарного оборудования:

Например, часто необходимо произвести мойку пространства под понтоном и над понтоном раздельно. Также скрупулезной работой является мойка систем обогрева резервуара от остатков продукта и пластовой коррозии.

3.5.4. Финальная обработка резервуара «под ветошь»:

Сначала поверхности внутри резервуара обрабатываются растворителем, затем производится чистовая мойка, после которой продукт промывки удаляется и производится ручная обработка ветошью до нужной степени чистоты.

3.6. Вывоз и утилизация отходов

Операции с отходами, образовавшимися в процессе зачистки, заключаются в:

• вывозе отходов с площадки проведения работ;
• переработке отходов с целью выделения полезного продукта;
• утилизации отходов;

Для перевозки отходов применяют илососы, вакуумные машины и специализированные автоцистерны. Утилизация отходов не находящих хозяйственного применения, проводится биологическими, термическими, физико-химическими и химическими методами.

2.3.1. Резервуары согласно ГОСТ 1510—84 должны подвергаться периодическим зачисткам:

• не менее двух раз в год — для топлива к реактивным двигателям, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов;
• не менее одного раза в год — для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;
• не менее одного раза в два года для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и других аналогичных им по свойствам нефтепродуктов.

Резервуары для нефти, мазутов, моторных топлив и других аналогичных по свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.

При длительном хранении нефтепродуктов допускается после их опорожнения.

2.3.2. Резервуары зачищают также при необходимости:

• смены сорта нефтепродуктов (составляется акт, см. прил. 9);
• освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;
• очередных или внеочередных ремонтов, проведения комплексной дефектоскопии.

2.3.3. Для обеспечения сохранности качества нефтепродуктов при смене сорта чистота резервуара и готовность его к заполнению должны соответствовать требованиям ГОСТ 1510—84. Перевод резервуара под нефтепродукты другого сорта должен оформляться распоряжением по нефтебазе, подписанным директором нефтебазы или его заместителем.

2.3.4. Применяемое для механизированной зачистки горизонтальных резервуаров оборудование, а также использование технологических режимов приведены в прил. 9.

2.3.5. При подготовке зачищенного резервуара к ремонту с ведением огневых работ необходимо строго соблюдать требования Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, прил. 1, п. 38), а также раздела 3.4 части II настоящих Правил.

2.3.6. Руководство работой по зачистке резервуаров должно быть поручено ответственному лицу из числа инженерно-технических работников, которое совместно с руководством предприятия определяет технологию зачистки резервуара с учетом местных условий и особенностей работ.

2.3.7. Перед началом работ по очистке резервуара рабочие проходят инструктаж о правилах безопасного ведения работ и методах оказания первой помощи при несчастных случаях.

Состав бригады и отметки о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск (прил. 9) лицами, ответственными за проведение зачистных работ. Без оформленного наряда-допуска на производство работ приступить к работе не разрешается.

2..3.8. Зачистная бригада может приступить к работе внутри резервуара в присутствии ответственного лица по зачистке только после получения оформленного акта-разрешения ), подписанного комиссией в составе главного инженера (директора), инженера по технике безопасности (инспектора охраны труда), представителя товарного цеха и работника пожарной охраны.

2.3.9. Контрольные анализы воздуха проводятся при перерывах в зачистных работах, обнаружении признаков поступления вредных паров в резервуар, изменении метеорологической обстановки. В случае увеличения концентрации вредных паров выше санитарных норм работы по зачистке прекращаются, рабочие выводятся из опасной зоны. Зачистку можно продолжать только после выявления причин увеличения концентрации паров, принятия мер по ее снижению до санитарных норм.

Предельно допустимые концентрации вредных веществ приведены в п. 3.16 Правил технической эксплуатации нефтебаз, средства и методы анализов воздуха рассмотрены там же, в разделе 9.

2.3.10. Результаты анализа оформляются справкой ().

Результаты всех проведенных анализов паровоздушных смесей заносятся в журнал учета анализов концентрации паров углеводородов и других газов в резервуарах (прил. 11).

2.3.11. Зачищенный резервуар принимается от лица, ответственного за зачистку:

• для заполнения нефтепродуктом — заместителем директора, начальником товарного цеха, инспектором по качеству, работником лаборатории или лицами, их замещающими. Прием должен быть оформлен актом ().
• для производства ремонтных работ — главным инженером, начальником (механиком, мастером) ремонтного цеха и начальником пожарной охраны или лицами, их замещающими. Прием должен быть оформлен актом ().

2.3.12. Дегазацию резервуаров следует выполнять в соответствии с требованиями Временной инструкции по дегазации резервуаров от паров нефтепродуктов методом принудительной вентиляции (часть II, прил. 1, п. 46).

2.3.13. На дегазацию каждого резервуара должен составляться проект организации работ (ПОР), который должен включать подготовку резервуара к проведению работ и проведение основного процесса. В ПОР должны быть уточнены меры безопасности при проведении процесса дегазации.

К проекту организации работ должна быть приложена, для конкретного случая дегазации, схема обвязки и установки оборудования (вентилятор, устройство для поворота струи и регулирования подачи вентилятора, воздухопровод, газоотводная труба и др.). В схеме должны найти отражение тип, исполнение и марка применяемого оборудования, приборов и материалов, размеры воздухопровода (диаметр и длина) и газоотводной трубы (длина и диаметр), а также, если это необходимо, и другие вопросы, связанные с особенностями монтажа оборудования и его эксплуатации (крепление вентилятора и др.).

ПОР утверждается руководством нефтебазы (директором или главным инженером) и согласовывается с начальником пожарной охраны нефтебазы.

2.3.14. При выполнении зачистных работ в резервуарах с понтонами необходимо руководствоваться указаниями, приведенными в настоящих Правил.

Для нефти следует очищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения качества нефти, надежной эксплуатацией резервуаров и оборудования, т.е. очистку необходимо проводить для:

Обеспечения надежной эксплуатации резервуаров;

Освобождения от пирофорных отложений, высоковязких остатков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;

Полного обследования и производства ремонта.

8.2 На очистку резервуара составляется проект производства работ, который должен содержать следующие разделы:

Подготовка резервуара к проведению работ;

Проведение очистки;

Безопасность проведения работ;

Пожарная безопасность;

Схема размещения оборудования, используемого при очистке.

Проект утверждается главным инженером филиала предприятия и согласовывается пожарной охраной объекта.

8.3 Работы по очистке резервуаров могут выполнять ремонтные подразделения эксплуатирующей организации либо специализированные предприятия, имеющие соответствующую лицензию.

8.4 На весь период работ по очистке резервуара назначается ответственный для руководства и обеспечения безопасных условий труда (если очистка выполняется эксплуатирующей организацией) или решения организационных вопросов и контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на объекте (при привлечении к очистке специализированной организации).

8.5 Перед выполнением работ внутри резервуара все связанные с ним трубопроводы должны быть отключены закрытием задвижек и установкой заглушек с хвостовиком. Расчет толщины заглушки выполняется в соответствии с . Место и время установки заглушек должны быть записаны в вахтовом журнале. Для проведения работ по очистке оформляются акт () и наряд-допуск на проведение газоопасных (ремонтных) работ. Периодически повторяющиеся газоопасные работы, являющиеся неотъемлемой частью технологического процесса, характеризующиеся аналогичными условиями их проведения, постоянством места и характера работ, определенным составом исполнителей, могут проводиться без оформления наряда-допуска, но с обязательной регистрацией перед их началом в журнале.

8.6 Технологический процесс очистки резервуара может включать следующие операции:

Откачку нефти и размыв донных отложений системами в соответствии с инструкцией по их эксплуатации;

Откачку до минимально возможного уровня;

Подготовку донного осадка к откачке из резервуара, контроль качества продукта и откачку его в соответствии с ППР;

Дегазацию резервуара до значений ПДВК при соблюдении предельного уровня загазованности каре резервуара не более 20 % НКПР;

Очистку резервуара в соответствии с ППР;

Дегазацию резервуара до значений ПДК;

Контроль качества очистки;

Утилизацию осадка.

8.7 Для очистки резервуаров применяются технологии, прошедшие утверждение в органах Госгортехнадзора в установленном порядке.

Выбор технологического варианта очистки обусловлен реальными условиями, состоянием объекта, уровнем и реологическими свойствами осадка.

8.8 Дегазация резервуара может осуществляться с помощью принудительной вентиляции, пропарки или другими способами.

Резервуары следует пропаривать при открытых люках. При пропарке резервуара внутри него должна поддерживаться температура не ниже 78 °С.

При пропаривании резервуара с металлическим понтоном верхнюю (над понтоном) и нижнюю (под понтоном) части резервуара следует пропаривать самостоятельно. Резервуары с понтоном из синтетического материала не пропаривают. При использовании пара для размягчения осадка и флегматизации газового пространства следует закрыть люки и следить за работой дыхательной арматуры.

8.9 Естественная вентиляция резервуара при концентрации паров в газовом объеме более 2 г/м 3 должна производиться только через верхние световые люки с установкой на них дефлекторов.

Вскрытие люков-лазов первого пояса для естественной вентиляции (аэрации) допускается при концентрации паров нефти в резервуаре не более ПДВК (2,1 г/м 3).

Запрещается проводить вскрытие люков и дегазацию резервуара (принудительную и естественную) при скорости ветра менее 1 м/с.

8.10 Применяемое при очистке оборудование должно отвечать следующим требованиям:

Обеспечивать взрывозащищенность и искробезопасность;

Обеспечивать выполнение всех технологических операций с соблюдением технической и экологической безопасности процесса;

Быть сертифицированным в соответствии с установленными правилами.

Моющие средства должны быть химически нейтральными к контактному материалу (металл, бетон, лакокрасочное покрытие) и иметь гигиенический сертификат. Химические реагенты различного спектра действия должны иметь гигиенический сертификат и заключение о его применимости на объектах транспорта нефти.

8.11 В процессе очистки резервуаров проводится контроль концентрации углеводородов в газовом пространстве.

8.12 Отходы, полученные в результате очистки резервуара и не подлежащие дальнейшему использованию на предприятиях, должны быть утилизированы или размещены в специально отведенных местах, согласованных с территориальными органами санэпиднадзора и органами, уполномоченными в области охраны окружающей природной среды и экологической безопасности.

8.13 Качество очистки резервуара контролируется:

Измерением концентрации углеводородов в газовом пространстве резервуара (ПДК не более 300 мг/м 3);

Визуально;

Измерением предельно допустимой пожарной нагрузки в наиболее загрязненном месте (ПДПН не более 0,2 кг/м 2 для работы без доступа людей в резервуар и не более 0,1 кг/м 2 с доступом людей внутрь резервуара) для проведения огневых работ.

8.14 После выполнения очистных работ составляется акт на выполненную очистку по форме .

8.15 При необходимости выполнения ремонта с ведением огневых работ составляется акт (). Для проведения огневых работ оформляется наряд-допуск.

8.16 После окончания ремонтных и других работ все заглушки должны быть удалены. Снятие заглушек, отмеченных в журнале, обязан проверить ответственный представитель предприятия.

ОТ ОСТАТКОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ

РАЗРАБОТАНА СКБ "Транснефтеавтоматика" при участии специалистов ВИПТШ МВД России по заказу Главнефтепродукта ГП "Роснефть"
УТВЕРЖДЕНА Главнефтепродуктом ГП "Роснефть" 22 сентября 1995 г.

Инструкция по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов устанавливает порядок подготовки и проведения технологических операций механизированной зачистки резервуаров от остатков нефтепродуктов с обеспечением выполнения требований охраны труда, соблюдением экологической и пожарной безопасности.

В Инструкции изложены правила безопасного проведения процесса зачистки резервуаров с применением новых технологий и современных средств механизированной зачистки.

С введением в действие настоящей Инструкции не действует "Временная инструкция по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов" (РД 112-РСФСР-021-89), утвержденная 29 августа 1989 г.

^ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. В целях обеспечения эксплуатационной надежности резервуаров с нефтепродуктами, необходимо соблюдение правил их технической эксплуатации, проведение регулярного технического контроля для своевременного выявления и устранения обнаруженных дефектов. Необходимым условием выполнения этих работ является своевременный ремонт резервуаров с предварительной зачисткой от остатков нефтепродуктов и их отложений.

1.2. Резервуары из-под нефтепродуктов должны подвергаться зачистке в соответствии с "Правилами технической эксплуатации резервуаров и руководством по их ремонту".

Для обеспечения сохранности качества нефтепродуктов при смене сорта, чистота резервуаров и готовность их к заполнению должны соответствовать ГОСТ 1510.

1.3. Металлические резервуары на всех предприятиях, за исключением предприятий длительного хранения, должны подвергаться периодической зачистке в следующие сроки:

не менее двух раз в год - для топлива для реактивных двигателей, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов. Допускается при наличии на линии закачки средств очистки с тонкостью фильтрования не более 40 мк зачищать резервуары не менее одного раза в год;

не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;

не менее одного раза в два года - для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и других аналогичных им по физико-химическим свойствам нефтепродуктов.

Резервуары металлические и железобетонные для мазутов, моторных топлив и других аналогичных по свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования. При длительном хранении нефтепродуктов необходима зачистка металлических резервуаров после их опорожнения.

1.4. Необходимые операции по зачистке резервуара определяются в зависимости от хранящегося в нем нефтепродукта или находящегося в нем остатка согласно требованиям ГОСТ 1510.

1.5. Резервуары должны зачищаться при необходимости ведения огневых работ, при освобождении от пирофорных, сернистых, механических (ржавчина, ил) отложений, при градуировке, проверке коррозионного износа, полной дефектоскопии.

1.6. Резервуары из-под сернистых нефтепродуктов подготавливаются к зачистке в соответствии с требованиями инструкции по борьбе с пирофорными соединениями.

1.7. В зависимости от объема резервуарного парка, технологических операций, существующего на предприятии структурного управления предусматривается подразделение (бригада, участок, цех) и его численность, на которые возлагается выполнение работ по зачистке резервуаров.

1.8. Руководителем работ по зачистке резервуаров должен быть назначен квалифицированный сотрудник, имеющий опыт эксплуатации резервуаров с нефтепродуктами.

1.9. При выполнении зачистных работ должна предусматриваться максимально возможная механизация и автоматизация трудоемких процессов зачистки, с целью устранения при этих работах опасных и вредных факторов, строгого обеспечения пожарной и экологической безопасности, а также санитарных условий труда.
^ 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ЗАЧИСТКИ
2.1. Общие требования

Технологический процесс определяет принципиальную схему последовательного проведения операций по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов в зависимости от следующих факторов: конструкции резервуаров (вертикальные, горизонтальные, стальные, железобетонные, с понтоном, без понтона), физико-химических свойств нефтепродуктов, их взрывных и пожарных характеристик, состояния газовоздушной среды в резервуаре, количества вязких, высоковязких, сернистых, пирофорных, механических отложений, цели зачистки (смена сорта продукта, технический осмотр, дефектоскопия, ремонтные работы с применением и без применения огневых работ) и в связи с этим требования, предъявляемые к чистоте поверхности, составу газового пространства резервуара.

Технологический процесс должен выполняться в соответствии с утвержденным регламентом, "Правилами технической эксплуатации резервуаров и руководством по их ремонту" и другой утвержденной в установленном порядке нормативно-технической документацией.
^ 2.2. Состав технологических операций

Технологический процесс зачистки включает следующие технологические операции:

подготовительные работы;

удаление технологического остатка нефтепродукта;

предварительная дегазация резервуара для приведения газовоздушной среды во взрывобезопасное состояние;

мойка и зачистка внутренних поверхностей резервуара;

дегазация газового пространства резервуара до санитарных норм;

удаление и обработка донных отложений;

доводка внутренних поверхностей резервуара до требуемой степени чистоты, контроль качества зачистки.

Необходимость включения в технологический процесс той или иной операции определяется в подготовительный период зачистки с учетом факторов, указанных в 2.1, а также длительности межзачистного периода, количества и качественных характеристик находящегося в резервуаре остатка.
^ 2.3. Подготовительные работы

К подготовительным работам относятся следующие операции:

определение количества остатков нефтепродукта в зачищаемом резервуаре;

прокладка трубопроводов для подачи пара, промывочной воды и откачки продуктов зачистки из резервуара;

подготовка и подогрев промывочной воды;

подготовка откачивающей системы: насоса, гидроэжектора, вакуум-баллона и других откачивающих средств.

Перечень подготовительных работ, последовательность их выполнения, ответственные за их выполнение лица указываются в наряде-допуске (Приложение 1).
^ 2.4. Удаление технологического остатка

2.4.1. После удаления основного нефтепродукта из резервуара на его днище остается невыбираемый насосом технологический остаток.

При освобождении резервуара от высоковязких нефтепродуктов остаток включает осажденные из нефтепродуктов механические примеси, парафинистые и отслоившиеся продукты коррозии металла резервуара.

При освобождении резервуара от более легких нефтепродуктов (бензины, дизтопливо, керосин), остаток состоит в основном из продуктов коррозии (ржавчины), минеральных загрязнений и воды.

Количество технологического остатка зависит от вида нефтепродукта, технического состояния подогревательных устройств и длительности эксплуатации резервуара без зачистки.

2.4.2. Для удаления из резервуара вязких технологических остатков необходимо произвести их разогрев, используя существующие в резервуаре стационарные подогреватели.

Наиболее эффективными способами разогрева являются водозеркальный и водоструйный методы.

2.4.3. При разжижении остатка водозеркальным методом подогрева горячую воду (75-80 °С) закачивают в резервуар на высоту, равную высоте остатка нефтепродукта, и подают острый пар непосредственно в разогреваемый нефтепродукт через нижний люк при помощи парового рукава от паропровода.

В резервуар вместимостью до 2000 м 3 пар подается по рукаву диаметром не менее 50 мм, в резервуар большей вместимости - по рукаву диаметром не менее 75 мм.

2.4.4. При разжижении остатка водоструйным способом подогрева используется струя горячей воды, направляемая равномерно и последовательно на все участки днища. Вода должна подаваться при помощи гидромониторов под напором 1,0-1,2 МПа (10-12 кгс/см 2) и температурой 75-80 °С.

2.4.5. Использование струй гидромониторов для разжижения остатка нефтепродукта в резервуаре допускается после того, как концентрат паров углеводородов в газовоздушной среде резервуара будет не более 2 г/м 3 (5 % от нижнего предела взрываемости).

2.4.6. Металлические части паропроводов должны надежно заземляться. Количество пара, подаваемого в резервуар, должно быть достаточным, чтобы поднять температуру внутри резервуара до 60-70 °С.

Для ускорения нагрева стенок резервуара пропарка ведется в начале операции при одном открытом световом люке. При достижении внутри резервуара температуры 70 °С закрытые люки открывают и пропарка продолжается с открытыми люками.

2.4.7. При удалении из резервуара технологического остатка светлых нефтепродуктов (бензины, дизтопливо, керосин) производится подъем остатков на воду путем налива в зачищаемый резервуар воды на высоту 300-500 мм с последующей откачкой.

2.4.8. Откачка остатка нефтепродукта из резервуара производится одним из технологических насосов (насосная станция) или передвижным насосом до "прохвата".

Из резервуаров АЗС нефтепродукт выкачивается до "срыва" насоса топливо-маслораздаточной колонки.

2.4.9. Откачивающим средством может быть паровой передвижной насос, который можно установить в обваловании вблизи зачищаемого резервуара. При использовании стационарного технологического насоса, установленного в насосной станции, находящейся на значительном расстоянии от зачищаемого резервуара, выкачку остатка эффективно производить струйным насосом-гидроэжектором, подключенным последовательно.

2.4.10. В случае использования гидроэжектора он устанавливается в горизонтальном положении у зачищаемого резервуара на уровне нижнего пазового люка. Всасывающий рукав гидроэжектора соединяется с патрубком, установленным на съемной крышке люка-лаза зачищаемого резервуара. Свободный конец патрубка должен быть на расстоянии 5-7 мм от днища резервуара. Нагнетательный рукав гидроэжектора присоединяется к приемному трубопроводу откачивающего насоса. Схема установки гидроэжектора дана на рис. 1.

2.4.11. При уменьшении уровня технологического остатка в зачищаемом резервуаре процесс выкачки прерывается ввиду прекращения самовсасывающей способности откачивающих насосов (особенно центробежных). Для обеспечения условий работы откачивающего центробежного насоса может быть использована вакуумная установка, включающая вакуум-насос и вакуум-баллон. Установка предназначена для удаления воздуха на приемном трубопроводе откачивающего насоса.

2.4.12. Принципиальная схема и краткое описание конструкции вакуумной установки даны в приложении 2.

Техническая эксплуатация и обслуживание насосных агрегатов, связанных с вакуум-баллоном, производится по инструкциям заводов-изготовителей, а также по действующим инструкциям по проведению технологических операций на предприятиях, утвержденным в установленном порядке.

2.4.13. Откачку технологического остатка легковоспламеняющихся нефтепродуктов с температурой вспышки ниже 61 °С (в закрытом тигле) разрешается производить при герметично закрытых люках резервуара.

Рис. 1. Схема установки гидроэжектора

1 - приемник со сменной крышкой люка; 2 - гидроэжектор
2.4.14. После удаления остатков нефтепродуктов резервуар отсоединяется от всех трубопроводов путем установки заглушек с указателем-хвостовиком.

Заглушки устанавливаются и на трубах газовой обвязки резервуаров.

2.4.15. Установка и снятие заглушек производится под руководством лица, ответственного за подготовку резервуара к зачистке, и указывается на схеме трубопроводов, прилагаемой к наряду-допуску.

2.4.16. Заглушки изготовляют из Ст 3. Толщина заглушек в зависимости от их диаметра и давления в трубопроводе определяется по табл. 2.1.

2.4.17. Готовность резервуара к зачистным работам оформляется актом, форма которого приведена в приложении 3.
^ 2.5. Предварительная дегазация газовоздушной среды резервуара до взрывобезопасного состояния

2.5.1. Дальнейший процесс зачистки связан с удалением оставшегося технологического остатка нефтепродукта на днище резервуара, а также его внутренних поверхностях, после освобождения от основного нефтепродукта.
Таблица 2.1
^ ТОЛЩИНА ЗАГЛУШЕК
В миллиметрах

Для создания условий безопасного использования струйной мойки под давлением при помощи моечных машинок-гидромониторов необходимо обеспечить внутри резервуара взрывобезопасное состояние, которое достигается дегазацией.

2.5.2. Взрывобезопасное состояние газовоздушной среды устанавливается по результатам газового анализа. Значения концентраций паров углеводородов в объемных единицах пересчитываются в весовые (Приложение 4) по формуле:
(г/м 3),
где С об - концентрация в объемных единицах, %;

М - молекулярный вес нефтепродукта, для автобензинов от 95 до 97;

V t - объем грамм-моля при соответствующих условиях окружающей среды.

Результаты анализа оформляют справкой (Приложение 5) и заносят в журнал учета анализов концентраций паров углеводородов и других газов в резервуарах (Приложение 6). Показатели пожаровзрывоопасности нефтепродуктов принимаются в соответствии с "Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения" (ВППБ 01-01-94).

2.5.3. Требуемая степень дегазации зависит от назначения зачистки резервуара, которая указана в 1.5.

Если намечаются работы, требующие присутствия людей в резервуаре, то по завершении дегазации должны быть обеспечены условия, отвечающие требованиям к воздуху рабочей зоны, приведенным в ГОСТ 12.1.005, согласно которым предельно допустимая концентрация (ПДК) паров бензина в воздухе - 100 мг/м 3 , сероводорода - 10 мг/м 3 , тетраэтилсвинца - 0,005 мг/м 3 .

2.5.4. Вентиляция газовой среды резервуара из-под нефтепродуктов с температурой вспышки паров 61 °С и ниже с целью дегазации производится на различных этапах зачистки:

естественная вентиляция, а в случае необходимости и принудительная (предварительная) - после откачки нефтепродукта при подготовке резервуара к зачистке;

принудительная вентиляция - после пропарки или промывки резервуара до концентраций, соответствующих санитарно-гигиеническим нормативам.

2.5.5. При всех применяемых методах дегазации в случае выброса газовоздушной среды из резервуара наибольшая концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы (С м) не должна превышать максимальной разовой предельно допустимой концентрации С м ПДК.

2.5.6. На дегазацию каждого резервуара должен составляться проект организации работ (ПОР) с регламентом технологического процесса зачистки. Кроме уточнения мер безопасности при проведении конкретного варианта дегазации должны быть приложены схемы обвязки и установки оборудования, указаны исполнение и марка применяемого оборудования, приборов и материалов, размеры воздухопроводов, газопроводов, газопроводных труб и другие вопросы, связанные с особенностями монтажа оборудования и его эксплуатации.

ПОР утверждается в соответствии с разработанной на предприятии инструкцией, предусматривающей порядок проведения зачистных работ, и согласовывается с руководством пожарной охраны предприятия.

2.5.7. Безопасная концентрация паров нефтепродукта в резервуаре достигается:

наливом воды на полную высоту резервуара с последующей естественной вентиляцией;

наливом воды на полную высоту резервуара с последующей естественной и принудительной вентиляцией;

пропаркой газового пространства резервуара путем подачи в него водяного пара при атмосферном давлении;

заполнением резервуара инертным газом.

2.5.8. Естественная вентиляция

После освобождения резервуара от технологического остатка производится налив воды на полную высоту резервуара с последующей естественной вентиляцией (открытие всех вентиляционных устройств на крыше, корпусе, понтоне).

При зачистке внутренней поверхности резервуара от пирофорных отложений и продуктов коррозии, для медленного окисления пирофорных отложений уровень воды необходимо снижать со скоростью не более 0,5 - 1,0 м/ч.

Естественная вентиляция резервуара осуществляется за счет разности внутреннего и внешнего давления в сечении нижнего люка (выход паров углеводородов через открытые нижние люки резервуара).

Естественная вентиляция более эффективна в высоких резервуарах, но при этом неизбежно появление горючей смеси в обваловании зачищаемого резервуара.

При естественной вентиляции концентрацию паров углеводородов в зачищаемом резервуаре доводят до 0,5 НПВ в течение нескольких суток, после чего может быть использована принудительная вентиляция.

Недостатком естественной вентиляции является медленное снижение концентрации паров углеводородов в конечный период дегазации, способность удаления только летучих нефтепродуктов с температурой кипения не выше 300 °С, а также возможное скопление паров нефтепродуктов в районе обвалования резервуаров.

Продолжительность естественной вентиляции определяется по результатам анализа проб воздуха на содержание углеводородов.

2.5.9. Принудительная вентиляция

2.5.9.1. Принудительная вентиляция применяется после снижения концентрации паров нефтепродуктов в зачищаемом резервуаре ниже 0,5 нижнего предела воспламенения и осуществляется подачей в него воздуха, пара, инертного газа.

При снижении в резервуаре концентрации паров нефтепродукта до значения, равного 50 % от нижнего предела воспламенения (0,5 НПВ), скорость приточной струи воздуха может быть увеличена, но не более чем до 50 м/с.

В целях предотвращения образования в резервуаре застойных зон с малой подвижностью воздуха (менее 0,1 м/с) скорость приточной струи воздуха должна быть не менее 2 м/с.

В надпонтонном пространстве давление должно быть на 150-250 Па больше, чем в подпонтонном.

Максимальное избыточное давление в резервуаре не должно превышать разрешенное избыточное давление, которое контролируется U-образным мановакуумметром МВ 250, изготовленным по ТУ 92-891.026-91.

Значения параметров вентиляции в зависимости от объема газового пространства резервуара приведены в табл. 2.2.

2.5.9.2. При наличии пара принудительную вентиляцию газового пространства резервуара рекомендуется выполнять пароэжекторами. В тех случаях, когда пар отсутствует, принудительная вентиляция может быть осуществлена при помощи взрывозащищенных вентиляторов, а также электродвигателей, пусковой аппаратуры и другого электротехнического оборудования в строгом соответствии с ПУЭ.

Технические требования, предъявляемые к искрозащищенным вентиляторам, указаны в приложении 7.

Порядок проверки вентилятора перед его монтажом, а также порядок монтажа и проверки на правильность установки вентилятора в соответствии с "Временной инструкцией по дегазации резервуаров от паров нефтепродуктов методом принудительной вентиляции" указаны в приложении 8.

Диаметр воздуховода определяется из условия равенства площадей выходного фланца вентилятора и сечения воздуховода. Расстояние от вентилятора до места его подключения к резервуару должно быть не менее 5 м.

2.5.9.3. Для предотвращения попадания взрывоопасных паров в воздухопровод при возможной остановке вентилятора, в конце воздухопровода (на входе приточной струи в резервуар) устанавливается обратный клапан искробезопасного исполнения.
Таблица 2.2

Для регулирования скорости потока подаваемого воздуха в резервуар, а также возможности гашения возникшей искры, на входе вентилятора устанавливается поворотное устройство, которое оборудовано шибером, для обеспечения поворота струи воздуха. Устройство крепится к выкидному фланцу вентилятора через резиновую прокладку. Привод управления шибером должен быть расположен на высоте не более 1,8 м и иметь приспособление, фиксирующее его положение. Доступ к приводу управления шибером должен быть всегда свободен. Схема установки оборудования для принудительной вентиляции резервуара без понтона и с понтоном дана на рис. 2.

2.5.9.4. Скорость приточной струи воздуха, подаваемого в резервуар (в начале процесса), при прохождении области воспламенения (между верхним и нижним пределами воспламенения) не должна превышать 10 м/с.

При невозможности создания оптимальных кратностей К опт воздухообмена допускается уменьшение кратности воздухообмена, но не менее К мин. Подача воздуха со скоростью К мин обеспечивает минимальную требуемую степень волнообразования на поверхности испарения.

2.5.9.5. При наличии пара принудительную вентиляцию газового пространства зачищаемого резервуара следует производить переносным пароэжектором (рис. 3 В).

Пароэжектор представляет собой цилиндрическую трубу, в которой вращается ротор с соплами. Эжекция газовоздушной смеси и вращение ротора вызываются энергией пара, выпускаемого через сопла. За счет вращения сопел КПД эжектора повышается в 2-3 раза.

Техническая характеристика некоторых типов пароэжекторов дана в таблице 2.3.

Пароэжекторы работают на удаление паровоздушной среды из резервуара и устанавливаются на горловинах люков, на крыше или на нижних лазовых люках.

В случае установки пароэжектора на люке крыши (рис. 3 А) вход атмосферного воздуха в резервуар необходимо обеспечить с противоположной стороны резервуара через нижние лазовые люки.

При установке пароэжектора на лазовом люке (рис. 3 Б) атмосферный воздух должен поступать со всех имеющихся на крыше резервуара люков.

При достижении в зачищаемом резервуаре концентрации углеводородов ниже 0,5 НПВ подключается в работу один пароэжектор, установленный на горловине пазового люка или на крыше резервуара. Пар к пароэжектору подается по резиновым рукавам.
Таблица 2.3

Примечание. Завод-изготовитель - АО "Астраханское ЦКБ".

Рис. 2. Схемы установки оборудования для принудительной вентиляции резервуаров без понтона (А) и с понтоном (Б)

1 - трубы рассеивающие; 2 - резервуар; 3 - понтон; 4 - устройство поворота струи воздуха с шибером; 5 - вентилятор; 6 - затвор

Рис. 3. Схема вентилирования резервуара пароэжектором (А, Б). Пароэжектор (В).

1 - цилиндрический корпус; 2 - пароподводящая труба; 3 - опорный лист пароэжектора;

4 - ротор с двумя соплами
После прохождения области воспламенения (между верхним и нижним пределами воспламенения) при снижении в резервуаре концентрации паров до значения, равного 10 % от НПВ, может быть увеличено количество пароэжекторов, а скорость паровоздушной струи может быть увеличена до 50 м/с.

2.5.9.6. Воздух, подаваемый в резервуар, допускается нагревать не более, чем до 0,8 температуры самовоспламенения нефтепродукта.

2.5.10. Дегазация резервуаров с понтонами

Дегазация резервуаров с понтонами осуществляется при положении понтона на стойках. Оборудование располагается в зависимости от способа подачи атмосферного воздуха, технического азота, углекислого газа, водяного пара и т.п.

В резервуаре с понтоном дегазацию газового пространства необходимо производить под понтоном и над понтоном.

До начала дегазации резервуара с понтоном необходимо открыть на нем все люки, щитки затвора и отжать уплотняющий затвор, создав зазор между стенкой резервуара и понтоном на длину не менее 10 м на противоположной стороне от люка, через который подается воздух.

Крышки люков, патрубков должны быть прикреплены к своим фланцам одним или двумя болтами, затянутыми гайками.

Открытые коробы понтона дегазируются одновременно с надпонтонным пространством (рис. 4).

Для дегазации закрытых коробов воздух (пар) в них подается через рукава (шланги).

При необходимости испарить остатки нефтепродукта из коробов и ковра, понтон должен быть поднят на воду и установлен так, чтобы плоскость, проходящая через верхние точки затворов (либо наружную стенку коробов), была на уровне нижней образующей люка-лаза.

2.5.11. Пропарка резервуаров

2.5.11.1. Пропарка (подача пара в резервуар при атмосферном давлении) осуществляется с целью:

дегазации резервуара, создания взрывобезопасной среды в резервуаре (при огнегасительной концентрации водяного пара 35 % по объему);

разогрева, разжижения и испарения высокотемпературных фракций нефтепродукта для последующего удаления их в атмосферу или с конденсатом;

предотвращения возможности разряда статического электричества, а также контакта высоконагретых частей паропроводов со взрывоопасной смесью паров нефтепродуктов и воздуха.

Пожаровзрывобезопасность процесса пропаривания обеспечивается снижением концентрации кислорода в резервуаре ниже значения минимального взрывоопасного содержания кислорода.

Взрывобезопасное содержание кислорода в газовом пространстве обеспечивается при температуре внутри резервуара 78 °С; поэтому температуру пропарки принимают 80-90 °С.

Во время пропарки резервуаров с понтонами из синтетических материалов внутри резервуара необходимо поддерживать температуру не более 60 °С.

Рис. 4. Схема вентилирования коробов понтона в резервуаре

1 - трубы рассеивания; 2 - резервуар; 3 - понтон; 4 - устройство поворота струи воздуха с шибером; 5 - вентилятор; 6 - затвор
Допускается снижать температуру пропарки до 50-70 °С при наличии в газовом пространстве резервуара концентрации паров нефтепродукта выше верхнего предела воспламенения (С гп) или меньше нижнего концентрационного предела, т.е. должно выполняться соотношение:
,
где К 0 - коэффициент безопасности, равный 2.

Расход пара, необходимого для поддержания температуры газового пространства в резервуаре не ниже 78 °С, определяется расчетом, который должен учитывать тепло, необходимое на нагрев остаточного нефтепродукта до температуры пропарки и испарения, нагрев паровоздушного пространства и стенок резервуара, а также потери тепла через стенки, днище и крышу.

Температура подаваемого в резервуар водяного пара и поверхности паропровода не должны превышать 80 % от температуры самовоспламенения нефтепродуктов (250-380 °С). При отсутствии точных данных о температуре самовоспламенения нефтепродукта температура поверхности паропровода не должна превышать 200 С.

2.5.11.2. При пропарке резервуара с понтоном пар необходимо подавать одновременно под понтон и над ним через люк-лаз и монтажный люк, расположенные соответственно на первом и третьем поясах стенки; пропарка должна выполняться при одном открытом световом люке.

Перед пропаркой резервуара с понтоном необходимо открыть все люки коробов понтона, люки на понтоне, щитки затвора и отжать уплотняющий затвор.

Резервуар с понтоном, в котором имеются пирофорные отложения, необходимо пропарить при закрытом нижнем люке и открытых световом и замерном люках.

Порядок заполнения водой резервуара после пропарки указан в 2.4.

Пропарка должна производиться до полного удаления паров нефтепродуктов из резервуара. Продолжительность пропарки в зависимости от объема резервуара составляет 15-24 ч.

Окончание работ по пропарке резервуара оформляют актом.

2.5.12. Дегазация резервуаров из-под этилированного бензина

Наибольшие трудности вызывает дегазация резервуаров из-под этилированного бензина, поскольку даже промывка горячей водой не снижает полностью уровень загрязнения тетраэтилсвинцом (ТЭС).

Вентиляция газовоздушного пространства резервуара должна производиться строго в соответствии с утвержденным регламентом с недопущением попадания в атмосферу паров ТЭС с концентрацией выше ПДК.

Эффективным способом дегазации резервуара от паров ТЭС являются промывка и напыление на внутреннюю поверхность резервуара раствора перманганата калия (КМnО 4).

Промывка осуществляется водным раствором перманганата калия с концентрацией 0,025 % с помощью насоса (гидромонитора), а напыление - раствором с концентрацией 0,1 % с помощью распылителя.

Технологическая схема дегазации от ТЭС резервуаров автозаправочных станций (АЗС) показана на рис. 5.

Раствор готовят непосредственно перед его использованием (за 0,5 ч). Кристаллический перманганат калия предварительно растворяют в десяти литрах горячей (50-60 °С) воды, затем сливают в подготовленный бак и перемешивают в течение 20-30 мин насосом по замкнутому циклу по схеме: бак-насос-бак.

Согласно экспериментальным данным объем раствора берется из расчета 1,5-2 л/м 2 и подается под давлением 0,2-0,4 МПа (2-4 кгс/см 2).

Раствор выдерживают на поверхности резервуара не менее 4 ч, после чего поверхность промывают чистой водой через распылитель и отбирают пробы воздуха с целью определения содержания ТЭС.

Если концентрация паров ТЭС выше ПДК, то на внутреннюю поверхность резервуара напыляют раствор перманганата калия с концентрацией 0,1 % в 2-3 приема с интервалом 15-20 мин. Напыленный раствор выдерживают на поверхности резервуара не менее 4 ч, после чего отбирают пробу воздуха из резервуара на определение содержания ТЭС. Если содержание ТЭС меньше ПДК, раствор откачивают, а поверхность промывают чистой водой через распылитель.

Дегазация резервуара от ТЭС эффективна только при положительной температуре окружающего воздуха.

Материалы, из которых изготовлены растворный бак, трубы, насос и распылитель, должны быть стойкими к перманганату калия.

Для обезвреживания от тетраэтилсвинца поверхностей и газового пространства надземных и подземных резервуаров вместимостью от 3 до 50 м 3 . вертикальных вместимостью от 100 до 700 м 3 , горизонтальных вместимостью от 75 до 100 м 3 при условии увеличения объема моечной жидкости, может быть использован агрегат моечный АМ-10 (рис. 6).

Рис. 5. Схема обезвреживания резервуаров от тетраэтилсвинца

1 - бак растворный; 2 - фильтр; 3 - насос; 4 - манометр; 5 - распылитель; 6 - резервуар


Рис. 6. Агрегат моечный АМ-10
Техническая характеристика агрегата АМ-10 указана в приложении 9.

АМ-10 обеспечивает пожаровзрывобезопасность следующих технологических операций: выкачки остатка нефтепродуктов и слива его в соседний резервуар, мойки водой по замкнутому циклу, дегазации от паров нефтепродуктов, обезвреживания поверхностей и газового пространства от тетраэтилсвинца в резервуарах из-под этилированного бензина.

Предусматривает основные требования по охране труда для работников, занятых зачисткой резервуаров в организациях.

1.2. При выполнении зачистных работ необходимо учитывать опасные и вредные свойства нефтепродуктов: пожароопасность, взрывоопасность, токсичность, испаряемость, способность электризоваться.

1.3. Зачистку резервуаров из-под нефтепродуктов выполняют специально обученные и подготовленные работники, допущенные к этим работам медицинской комиссией.

Зачистка выполняется в соответствии с графиком зачистки резервуаров и в соответствии с инструкциями по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов.

1.4. На проведение зачистных работ оформляется наряд-допуск на выполнение работ повышенной опасности по установленной форме.

Лица моложе 18 лет и женщины к работам по зачистке резервуаров не допускаются.

1.5. При работах в резервуарах для защиты органов дыхания следует применять шланговые или кислородно-изолирующие противогазы в соответствии с действующими государственными стандартами. Средства индивидуальной защиты хранятся в специально оборудованном помещении.

1.6. Работников необходимо обеспечить:

при зачистке резервуаров - костюмом брезентовым; сапогами кирзовыми; рукавицами брезентовыми; средствами защиты органов дыхания;

при зачистке резервуаров из-под этилированного бензина дополнительно - бельем нательным; фартуком брезентовым;

на наружных работах в холодное время года дополнительно - курткой хлопчатобумажной на утепляющей прокладке; брюками хлопчатобумажными на утепляющей прокладке.

1.7. Приказом по организации назначается ответственное лицо из числа инженерно-технических работников, которое определяет технологию зачистки резервуара с учетом местных условий и особенностей планируемых работ.

Сторонняя организация, проводящая зачистные работы, назначает своего ответственного из числа инженерно-технических работников для соблюдения выполнения требований по охране труда.

1.8. Зачистка резервуара производится только в дневное время.

1.9. Место проведения зачистных работ необходимо обеспечить средствами пожаротушения и средствами индивидуальной защиты.

2. Требования охраны труда перед началом работы

2.1. Перед зачисткой резервуаров выполняются все подготовительные мероприятия, указанные в наряде-допуске.

2.2. Работник, ответственный за проведение зачистных работ, должен занести в наряд-допуск сведения о составе бригады по зачистке и отметки о прохождении инструктажа.

2.3. Приступать к работе внутри резервуара следует после получения оформленного акта готовности резервуара к зачистным работам, подписанного комиссией организации в составе главного инженера, инженера по охране труда, представителя товарного цеха и работника пожарной охраны. При проведении очистки резервуара работнику, ответственному за зачистные работы, следует находиться на рабочем месте.

2.4. Проверить и подготовить к работе инструмент и приспособления. Работать неисправным инструментом и приспособлениями не допускается.

2.5. Проверить вентиляцию и светильники для освещения резервуара. Включение и выключение вентиляции и фонарей производить вне обвалования резервуара.

2.6. Необходимо обеспечить дегазаторами (хлорной известью, керосином, горячей водой, мылом), а также аптечкой первой помощи бригаду, выполняющую зачистку резервуаров из-под этилированного бензина.

3. Требования охраны труда во время работы

3.1. Проводить работу в резервуаре следует в противогазе. Работа без средств защиты органов дыхания разрешается главным инженером при условии, если объемная доля кислорода внутри резервуара составляет не менее 20%, а содержание вредных паров и газов - менее предельно допустимых концентраций. При этом исключить возможность попадания в резервуар вредных, взрывоопасных и взрывопожароопасных паров и газов извне.

3.2. Проводить работу в резервуаре при температуре воздуха не выше 35 °С и относительной влажности не выше 70%.

3.3. После удаления остатка нефтепродукта резервуар отсоединить от всех трубопроводов, кроме зачистного, путем установки заглушек с указателем-хвостовиком. Резервуар пропарить, затем промыть его водой в течение времени, определенного производственной инструкцией.

3.4. Зарегистрировать установку заглушек в специальном журнале. Известить о местах установки заглушек обслуживающий персонал данного участка.

3.5. Проводить интенсивную вентиляцию резервуара и контроль за содержанием вредных паров и газов в воздухе не реже чем через 1 час.

3.6. Контрольные анализы воздуха проводить во время перерывов в зачистных работах свыше 1 часа, при обнаружении признаков поступления паров нефтепродуктов в резервуар, изменении метеорологической обстановки.

В случае увеличения концентрации вредных паров выше санитарных норм работы по зачистке прекратить, работников вывести из опасной зоны.

Зачистка может быть продолжена только после выявления причин увеличения концентрации вредных паров и принятия мер по снижению их концентрации до санитарных норм. Снижение концентрации паров необходимо подтверждать повторным анализом воздуха.

3.7. Соблюдать дополнительные меры предосторожности при зачистке отложений с пирофорными соединениями - не допускать высыхания отложений, поддерживать их во влажном состоянии.

Грязь и отложения убирать в специально отведенное место.

Не допускается сбрасывать грязь и отложения в канализацию.

3.8. Входить в резервуар в спецодежде, спецобуви, шланговом изолирующем противогазе, со страховочным поясом с крестообразными лямками и сигнальной веревкой. Выведенный из люка резервуара конец веревки должен иметь длину не менее 5 м. Исправность страховочного пояса следует проверять работнику и руководителю работ перед его применением путем наружного осмотра.

Наблюдающим у люка-лаза (не менее чем двум) иметь такие же средства защиты. Наблюдающему следить за сигналом и поведением работника в резервуаре, за состоянием воздушного шланга противогаза и расположением воздухозаборного устройства, при необходимости следует эвакуировать работника из резервуара.

3.9. При зачистке резервуаров применяются шланговые противогазы, обеспечивающие подачу пригодного для дыхания чистого воздуха.

При необходимости проведения работ на расстоянии более 10 м от места забора чистого воздуха пользоваться шланговым противогазом с принудительной подачей воздуха, с обязательным постоянным наблюдением за работой воздуходувки.

3.10. Продолжительность непрерывной работы в противогазе в резервуаре не более 15 минут, после чего работнику нужно отдыхать на свежем воздухе не менее 15 минут.

Проверка исправности и надежности закрепления лестницы на месте работы проводить в присутствии ответственного за проведение работ.

3.12. Все необходимые для работы инструменты подавать в резервуар способом, исключающим их падение, искрообразование, а также травмирование работников.

3.13. Не допускается проход людей в резервуар во время механизированной мойки и дегазации резервуара.

4. Требования охраны труда в аварийных ситуациях

4.1. При выполнении зачистных работ в резервуаре может возникнуть аварийная ситуация, связанная с повышением загазованности, загоранием и взрывом внутри резервуара и т.п.

Работникам, проводящим зачистку резервуаров, в случае возникновения аварийной ситуации следует покинуть резервуар, сообщить в пожарную охрану и руководству предприятия.

4.2. До прибытия соответствующих служб работникам принять меры по ликвидации аварии и оказать помощь пострадавшим.

4.3. Работы по зачистке резервуаров прекратить по требованию работника, ответственного за проведение зачистки, начальника цеха, представителя службы охраны труда, представителей инспектирующих органов.

4.4. В случае появления у работника признаков отравления работнику, ответственному за проведение зачистки резервуара, необходимо дать указание прекратить работы, эвакуировать пострадавшего из резервуара для оказания первой помощи, а при необходимости отправить его в лечебное учреждение. Дальнейшие работы по зачистке возобновить только после устранения причин, вызвавших отравление работника.

5. Требования охраны труда по окончании работы

5.1. Работнику, ответственному за проведение работ, составить акт о выполненной зачистке.

5.2. Тщательно осмотреть пространство внутри резервуара и убедиться в отсутствии каких-либо предметов.

5.3. Рабочий инструмент и приспособления привести в порядок и убрать на предназначенное для них место.

5.4. Противогазы очистить от грязи, протереть внутреннюю и наружную поверхности маски, стекол.

Противогазы сложить в сумки и сдать на хранение.

5.5. Поместить рабочую одежду в специально оборудованные шкафы, принять душ и переодеться.

Главная » Недвижимость » Состав бригады по очистке резервуаров. Зачистка резервуаров для хранения нефтепродуктов: инструкция