Меры безопасности при проведении анализа воздушной среды

7.8.3.1 Пары углеводородов нефти согласно ГОСТ 12.1.007 по степени воздействия на организм человека относятся к четвертому классу опасности (малоопасные).

7.8.3.2 ПДК в воздухе рабочей зоны для паров нефти, ТС-1 и ДТ составляет 0,3 г/м³, для паров бензина – 0,1 г/м³.

7.8.3.3 С целью обеспечения пожаровзрывобезопасности для всех работ установлена ПДВК, составляющая 5 % от величины нижнего концентрационного предела распространения пламени, т. е. для паров нефти, ТС-1 – 2,1 г/м³; для паров бензина –
1,6 г/м³, для паров ДТ – 3,46 г/м³.

7.8.3.4 В процессе всего периода выполнения работ должен быть организован контроль воздушной среды в местах и с периодичностью, установленной ППР.

7.8.3.5 Контроль воздушной среды при проведении работ по зачистке резервуара проводится с целью предупреждения возникновения опасных концентраций паров и газов, которые могут повлечь за собой взрывы и пожары и предотвращения отравлений работающих.

7.8.3.6 Анализ воздушной среды осуществляют лица, прошедшие специальную подготовку, прошедшие проверку знаний в присутствии представителя Ростехнадзора. Лицо, проводящее анализ воздушной среды, должно иметь при себе удостоверение. Обязанности по проведению анализа воздушной среды при проведении работ по зачистке резервуара возлагаются на работников, назначенных совместным приказом.

7.8.3.7 Для проведения анализа воздушной среды должны использоваться газоанализаторы, включенные в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений и имеющие действующие свидетельства о поверке, свидетельства на взрывозащиту, имеющим сертификат (декларацию) о соответствии технического устройства требованиям технических регламентов или разрешение Ростехнадзора со сроком действия на время проведения работ на применение на подконтрольных объектах и прошедшие поверку в территориальных органах Росстандарта. Документом, удостоверяющим поверку прибора, является свидетельство, которое должно находиться вместе с прибором.

7.8.3.8 Запрещается пользоваться газоанализаторами, не прошедшими поверку или с просроченным сроком поверки, не имеющими паспорта и сертификата.

7.8.3.9 Проведение анализа воздушной среды во время грозы, при скорости ветра свыше 12,5 м/с запрещается. При отборе проб в резервуаре лицо, обязанное проводить анализ, должно стоять спиной к ветру. Заглядывать в открытый люк или низко наклоняться к его горловине без противогаза запрещается. На всех открытых люках, расположенных на крыше резервуара, должны быть установлены предохранительные решетки.

7.8.3.10 Контроль воздушной среды при проведении дегазации резервуаров
РВС (П, ПА, ПК) путем принудительной или естественной вентиляции (аэрации) проводит лицо, назначенное приказом в присутствии страхующего. Лицо, проводящее анализ воздушной среды, обязано одеть специальную одежду и специальную обувь, СИЗ, соответствующие погодным и местным условиям, предусмотренные нормами для своей профессии, или дежурные, выданные на время проведения работ:

- костюм из термостойкой ткани (ткань с огнезащитной пропиткой, не накапливающей статическое электричество);

- каска защитная;

- противогаз фильтрующий;

- противогаз шланговый (при работе в колодцах, емкостях и при содержании паров углеводородов в воздухе рабочей зоны от ПДК до ПДВК);

- пояс предохранительный с сигнально-спасательной веревкой (при работе в котлованах, колодцах, емкостях и других работах с применением шлангового противогаза).

Обувь из маслобензостойких материалов не должна иметь металлических накладок, подков и гвоздей, способных образовать искру.

7.8.3.11 Специальная одежда, специальная обувь, СИЗ должны быть исправными, испытанными, застегнутыми на все пуговицы и застежки. Свисающие концы одежды должны быть прибраны, волосы убраны под головной убор. Не разрешается выполнять работы в специальной одежде и СИЗ, загрязненных горючими или токсичными материалами. Запрещается применение противогазов шланговых и поясов предохранительных с сигнально-спасательной веревкой с истекшим сроком проведения испытания.

7.8.3.12 Контроль воздушной среды в резервуаре производится через трубку, расположенную в основании газоотводных труб, установленных на световые люки резервуара. Газоотводные трубы применяются металлические, либо из диэлектрического материала. Неметаллические газоотводные трубы с объемным сопротивлением материала более 10⁷ Ом/м должны быть обвиты медной проволокой сечением не менее 6 мм² с шагом витка не более 0,1 м.

7.8.3.13 При этом другие световые люки должны быть закрыты. Периодичность контроля воздушной среды из газоотводных труб устанавливается не реже 1 раза в час. Количество замеров должно быть не менее трех. Передвижение лаборантов осуществляется по штатным переходам и площадкам обслуживания. Хождение по кровле резервуара запрещается.

7.8.3.14 При достижении концентрации паров углеводородов менее 2,1 г/м³, для паров бензина – 1,6 г/м³ принудительную подачу воздуха в резервуары прекращают. По окончании вентиляции необходимо через люк-лаз первого пояса измерить концентрацию паровоздушной смеси у днища резервуара. Точки отбора проб при этом должны быть на расстоянии 0,5 м от стенки резервуара и на высоте 0,1 м от поверхности донных отложений. Количество замеров должно быть не менее трех. Отбор проводится работником в промышленном фильтрующем противогазе при помощи удлиненной воздухозаборной трубки без захода в резервуар

7.8.3.15 Если по истечении 2 ч концентрации паров углеводородов в резервуаре для нефти и ДТ не превысит 2,1 г/м³, в резервуаре для бензинов не превысит 1,63 г/м³, то процесс дегазации считать законченным. Контроль воздушной среды при дегазации резервуаров с понтоном осуществляется поэтапно. При дегазации надпонтонного пространства (на этом этапе дегазация осуществляется методом естественной вентиляции) анализ воздушной среды производится через отверстия в газоотводных трубах, установленных на световых люках резервуара. Анализ воздушной среды проводится работником в промышленном фильтрующем противогазе в присутствии страхующего при помощи удлиненной воздухозаборной трубки. Периодичность анализа воздушной среды не реже 1 раза в час. Количество замеров должно быть не менее трех.

7.8.3.16 Дегазация ведется до снижения концентрации паров углеводородов в надпонтонном пространстве резервуара до концентрации меньше 2,1 г/м³. После этого световые люки на крыше закрываются и люк-лаз третьего пояса остается открытым с момента перевода стоек понтона в ремонтное положение и фиксирования предохранительных клапанов понтона в открытом состоянии. Затем поочередно открываются световые люки. После этого производится дегазация подпонтонной части резервуара. При принудительной вентиляции подпонтонной части применяется та же схема контроля воздушной среды, что и при естественной вентиляции резервуаров РВС. По окончании вентиляции необходимо через люки-лазы первого и третьего пояса измерить концентрацию паров углеводородов у поверхности донных отложений и над понтоном резервуара. Точки отбора проб при этом должны быть на расстоянии 0,5 м от стенки резервуара и на высоте 0,1 м от донных отложений и понтона резервуара.

7.8.3.17 Дегазация ведется до снижения концентрации паров углеводородов в подпонтонном пространстве резервуара до концентраций, не превышающих для нефти и ТС-1 – 2,1 г/м³, в резервуаре для ДТ 3,46 г/м³, в резервуаре для бензинов – 1,63 г/м³. При проведении дегазации пространства под ПК резервуара нахождение людей на ПК запрещается.

7.8.3.18 Если по истечении 2 ч концентрация паров углеводородов в резервуаре для нефти и ТС-1 не превысит 2,1 г/м³ (для паров ДТ – 3,46 г/м³, для паров бензина – 1,6 г/м³), то процесс дегазации считать законченным.

7.8.3.19 Дегазация подземных или заглубленных ЖБР осуществляется только принудительной вентиляцией (их аэрация не производится) до момента снижения концентрации паров углеводородов ниже 2,1 г/м³. Анализ воздушной среды в резервуаре производится через трубки, расположенные в основании газоотводных труб высотой не менее 2 м, установленных на световые люки резервуара. При этом другие световые люки должны быть закрыты. Периодичность проведения анализа воздушной среды из газоотводных труб не реже 1 раза в час. Количество замеров должно быть не менее трех. При достижении концентрации паров углеводородов менее 2,1 г/м³ проводится контроль воздушной среды у днища резервуара с помощью удлиненной воздухозаборной трубки через световые люки. При этом должно учитываться время заполнения трубки парами углеводородов в соответствии с инструкцией по эксплуатации газоанализатора. Точки отбора проб должны быть на высоте 0,1 м от донных отложений резервуара. Количество замеров должно быть не менее трех. Передвижение может осуществляться только по переходам и площадкам. Хождение по крыше резервуара при производстве замеров запрещается.

7.8.3.20 При проведении дегазации резервуаров анализ воздушной среды в каре резервуаров РВС (П, ПА, ПК) и по периметру крыш резервуаров ЖБР (П, ПА, ПК) производятся каждый час. Анализ воздушной среды переносными газоанализаторами должен осуществляться вокруг обвалования на расстоянии от 5 до 10 м с подветренной стороны, а также у установленных в каре резервуаров вентиляторов.

7.8.3.21 Производительность подачи воздуха в резервуары и выход из них паров углеводородов не должны приводить к превышению концентрации паров углеводородов выше 2,1 г/м³ на прилегающей территории – в каре резервуаров и на крыше резервуаров ЖБР. При превышении концентрации паров углеводородов, производительность подачи воздуха должна быть снижена. Результаты замеров заносятся в таблицу анализов воздушной среды в наряде-допуске.

7.8.3.22 Контроль воздушной среды при зачистке донных отложений и проведении работ внутри резервуара

При проведении работ в резервуаре производится замер концентрации паров углеводородов – в двух противоположных местах на расстоянии 0,5 м от стенки резервуара на высоте 0,1 м от поверхности донных отложений на днище каждые 30 мин после демонтажа крышки люка-лаза. Отбор проб проводится лицом, назначенным совместным приказом ответственным за анализ воздушной среды, при помощи удлиненной воздухозаборной трубки. Исполнитель должен быть в промышленном фильтрующем противогазе. Замеры проводятся в присутствии лица, ответственного за проведение работ и с обязательным присутствием страхующего лица.

Замеры концентрации паров углеводородов производить в каре резервуаров
РВС (П, ПА, ПК) и по периметру крыш резервуаров ЖБР, у люков-лазов с периодичностью не реже 1 раза в час. При выполнении работ по откачке (закачке) нефти (нефтепродукта) в непосредственной близости от работающих передвижных емкостей с вакуумным насосами контроль воздушной среды на месте производства работ должен осуществляться непрерывно. В случае увеличения в каре резервуаров РВС (П, ПА, ПК) или на крыше ЖБР (П, ПА, ПК) концентрации паров углеводородов более 2,1 г/м³ работы должны быть немедленно прекращены, оборудование отключено, люди выведены из зоны производства работ. Работы могут быть возобновлены после устранения причин загазованности.

Анализ воздушной среды необходимо проводить непосредственно перед началом проведения работ по зачистке резервуара, после каждого перерыва в работе (при любых температурах наружного воздуха) и в процессе работ с указанной периодичностью, а также по требованию исполнителей работ, представителя пожарной охраны и ответственного за проведение работ.

При увеличении концентрации паров углеводородов в резервуаре более 2,1 г/м³, или при обнаружении повышения концентрации паров углеводородов в сравнении с предыдущим замером, работы должны быть немедленно остановлены, работающие выведены в безопасную зону и приняты меры по установлению источника увеличения концентрации паров углеводородов, и снижению концентрации путем дополнительного вентилирования резервуара.

По окончании работ по зачистке резервуара концентрация паров углеводородов в любой точке резервуара не должна превышать 0,3 г/м³ бензинов – 0,1 г/м³. Замер концентрации паров проводится непосредственно у окрайки резервуара по всей длине окружности не менее чем через 10 м, в отводах стационарной размывающей системы, ПРУ, направляющих стойках понтона, ПК, трубопроводах систем подслойного пожаротушения, трубопроводе аварийного сброса нефти.

Меры пожарной безопасности

7.9.1 Работы по зачистке резервуаров на объектах магистральных нефтепроводов должны выполняться в соответствии с ГОСТ 12.1.004 и ГОСТ 12.1.018, постановлением [3], ОР-03.100.30-КТН-150-11 и РД-13.220.00-КТН-211-12.

7.9.2 Все работники, привлекаемые к работам по зачистке резервуара, должны быть обучены в установленном порядке мерам пожарной безопасности пройти противопожарный инструктаж и обучение пожарно-техническому минимуму. Лица, не прошедшие обучение мерам пожарной безопасности, к самостоятельной работе не допускаются. Перед проведением огневых ремонтных работ на резервуарах следует выполнять их очистку и дегазацию или флегматизацию газового пространства. Очистку следует производить пожаровзрывобезопасными механизированными способами. При ручной очистке должен применяться инвентарь, исключающий искрообразование Технология очистки должна обеспечить очистку загрязненных поверхностей резервуаров до ПДПН твердых отложений (остатков). ПДПН для резервуаров для нефти (нефтепродуктов) является удельное количество твердых отложений (остатков) не более 0,1 кг на каждый 1 м² внутренней поверхности.

Для безопасного проведения операций дегазации, удаления остатков нефти (нефтепродуктов) и флегматизации необходимо:

a) по каждому резервуару составить схему пропарки (продувки), промывки, флегматизации с указанием мест и способов подачи водяного пара, флегматизирующих газов, нефти или нефтепродуктов, растворов ТМС, воды, а также путей и мест отвода газовых выбросов и промывочных растворов;

б) установить режим пропарки (продувки), промывки, флегматизации резервуара (продолжительность, давление, производительность подачи, температуру флегматизирующего газа и т. п.);

в) во время флегматизации резервуара с применением компрессорной азотной установки во избежание потерь легких фракций углеводородов и закаченного в газовое пространство резервуара азота необходимо обеспечить герметичность люков на крыше резервуаров, при этом должны быть открыты технологические отверстия на крышках люк-лазов первого пояса для обеспечения газообмена с атмосферой.

7.9.3 Руководители, специалисты и рабочие подрядной организации, привлекаемые к производству работ по зачистке резервуара, при входе на территорию объекта обязаны оставлять на КПП курительные принадлежности, а также соблюдать все требования пропускного и внутри объектового режимов, правил пожарной безопасности и другие требования, выполнение которых на объекте производства работ является обязательным. Переносные средства связи и мобильные телефоны невзрывозащищенного исполнения должны быть выключены, или сданы на пост охраны. Запрещается пронос на территорию объекта искрообразующего оборудования и инструмента

7.9.4 Работники подрядной организации, допустившие нарушение инструкции о пропускном и внутриобъектовом режимах, а именно:

- курение на территории объекта;

- пронос на объект курительных принадлежностей и искро-пламя образующих оборудования и инструмента;

- отклонение от маршрута движения, указанного в схеме маршрута движения,
должны быть немедленно выведены за территорию объекта и впредь не допускаться на объекты ОСТ, до применения к ним мер административного воздействия со стороны подрядной организации. Меры воздействия должны быть адекватны тяжести допущенного нарушения.

7.9.5 До полного завершения работ по зачистке резервуара от донных отложений запрещается вывод из эксплуатации и демонтаж трубопроводов систем автоматического пожаротушения и охлаждения резервуара для обеспечения подачи огнетушащих веществ. Трубопроводы СППТ пропаривать и промывать поочередно.

7.9.6 На месте производства работ устанавливается противопожарный режим, которым определяются места размещения средств пожаротушения, техники, оборудования, вагончиков и порядок их содержания.

7.9.7 Перед началом и во время проведения работ по зачистке внутренней поверхности резервуаров необходимо проверять выполнение следующих противопожарных мероприятий:

- отключение ЭХЗ резервуара, с демонтажем перемычек ЭХЗ;

- проверка работоспособности АПС, СПТ, СВО без пуска огнетушащих веществ;

- осуществление мероприятий по защите от статического электричества, в том числе всех напорных и всасывающих рукавов, с составлением акта (соединение токоотводов к заземлителю выполнять на сварке, в случае применения болтовых соединений переходное сопротивление должно быть не более 0,05 Ом);

- проверка на месте производства работ целостности заземляющих проводников с составлением акта (величина сопротивления заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества должна быть не более 100 Ом);

- проверка соответствия оборудования нормам и правилам по взрывозащите с составлением акта;

- проверка работоспособности систем пожаротушения, охлаждения и автоматической пожарной сигнализации перед началом работ по зачистке резервуара;

- проверка наличия на месте производства работ пожарной автоцистерны с боевым расчетом и проложенными рукавными линиями;

- проверка укомплектованности и готовности к применению первичных средств пожаротушения;

- асбестовое полотно, грубошерстная ткань или войлок (кошма, покрывала из негорючего материала) размером 2,0х1,5 м – 4 шт.;

- огнетушители порошковые или углекислотные суммарным объемом
не менее 100 л;

- лопаты, ведра – по 2 шт.;

- ящики с песком объемом не менее 0,5 м³.

Комплектация мест проведения работ первичными средствами пожаротушения в зависимости от вида и объемов работ должна производиться исполнителем работ.

Расстановка пожарной техники, в том числе первичных средств пожаротушения, у мест проведения работ должна обеспечивать возможность подачи огнетушащих веществ в течение 3 мин. в количестве, предусмотренном предварительным расчетом.

7.9.8 Перед началом работ ответственный за проведение работ должен ознакомить весь привлекаемый к работам персонал с выпиской из плана ликвидации аварий и определить обязанности каждому члену бригады при возникновении аварийной ситуации.

7.9.9 Запрещается:

а) производство каких-либо работ и допуск людей внутрь резервуара при концентрации паров углеводородоввыше ПДВК (для нефти, ТС-1 – 2,1 г/м³; для паров бензина – 1,6 г/м³, для паров ДТ – 3,46 г/м³);

б) проводить дегазацию резервуара паром, имеющим температуру выше 120 °С и давление выше 0,4 МПа;

в) использовать невзрывозащищенное и неискробезопасное оборудование и инструмент, а также оборудование и инструмент, не обеспеченные защитой от статического электричества;

г) вентилирование резервуара при нарушении целостности взрывозащиты и заземления вентиляционной установки;

д) подавать размывающую воду на слой отложений (только под слой);

е) транзитная прокладка откачивающих линий через каре соседних резервуаров.

7.9.10 При пропарке, внутри резервуара, должна поддерживаться температура
до 78 °С.

7.9.11 Технология очистки должна обеспечивать:

а) снижение концентрации паров углеводородов до значений ПДК;

б) очистку загрязненных поверхностей резервуаров до ПДПН;

в) при проведении огневых работ на резервуаре (внутри и снаружи) концентрацию углеводородов в его газовом пространстве необходимо снижать до значения ПДК (300 мг/м³ для нефти, для бензинов – 100 мг/м³; для ДТ, ТС-1 – 300 мг/м³);

г) ПДПН для резервуаров для нефти является удельное количество отложений (остатков), равное 0,1 кг/м²;

д) при пропарке внутри резервуара должна поддерживаться температура до 78 °С. Снижать температуру до диапазона от 50 °С до 70 °С только при контроле напряженности электростатического поля (не должна превышать 30 кВ/м²) или поддержании в газовом пространстве концентрации паров углеводородов от 0,3 до 2,1 г/м³, для бензинов – от 0,1 до 2,1 г/м³;

е) во время пропарки резервуара температура подаваемого водяного пара не должна превышать значения, равного 80 % от температуры самовоспламенения нефти.

7.9.12 Во время производства работ не допускается нахождение людей, не связанных с проводимыми работами.

7.9.13 Автомобили и спецтехнику, задействованную при производстве работ по зачистке резервуара, следует располагать за обвалованием резервуара. Выхлопные трубы от двигателей и котлов машин и механизмов должны быть оборудованы искрогасителями заводского изготовления.

7.9.14 Проведение работ по зачистке, кроме работ по пропарке и дегазации, резервуара разрешается только в светлое время суток.

7.9.15 Для местного освещения необходимо применять аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении напряжением 12 В. Включать и выключать их следует за пределами каре резервуара.

7.9.16 При проведении работ запрещается:

- приступать к работе при неисправном оборудовании и аппаратуре;

- использовать замазученную и пропитанную нефтепродуктами спецодежду;

- допускать к работе специалистов и рабочих, не прошедших противопожарный инструктаж и обучение по пожарно-техническому минимуму.

7.9.17 Распределительные электрощиты невзрывозащищенного исполнения необходимо устанавливать за пределами каре резервуара.

7.9.18 Газоопасные работы, проводимые при зачистке резервуара, разрешаются только при наличии наряда-допуска, согласованного с представителем службы пожарной охраны филиала ОСТ или начальником договорного подразделения Федеральной противопожарной службы Министерства Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий.

7.9.19 Автоматическая система пожаротушения резервуара, в котором ведутся работы по зачистке, должна находиться в работоспособном состоянии в автоматическом (дежурном) режиме.

7.9.20 При проведении работ по дегазации и зачистке на месте производства работ должно быть обеспечено постоянное дежурство пожарной автоцистерны с боевым расчетом.

7.9.21 Пожарный автомобиль должен быть заполнен водой и пенообразователем, укомплектован пожарно-техническим вооружением в соответствии с нормами и установлен на пожарный гидрант или пожарный водоем.

7.9.22 Боевой расчет объектовой пожарной автоцистерны должен состоять из водителя и не менее двух пожарных или членов добровольной пожарной дружины. Конкретная численность боевого расчета определяется в зависимости от предусматриваемой схемы развертывания сил и средств.

7.9.23 Перед проведением работ по зачистке резервуара должно быть произведено развертывание пожарного автомобиля с установкой его на водоисточник с прокладкой рукавных линий и подсоединением пеногенераторов. Перед началом производства работ необходимо проверить работу пеногенераторов путем пробной подачи пены.

7.9.24 Водитель пожарной автоцистерны должен постоянно находиться у пульта управления пожарным насосом, боевой расчет – возле пеногенератора и действовать по команде ответственного за проведение работ.

7.9.25 Все средства пожаротушения должны находиться в готовности (исправном состоянии) на всем протяжении работ. При отрицательной температуре воздуха вода и пенообразователь в цистерне должны подогреваться для предотвращения их замерзания пожаробезопасным способом.

7.9.26 На весь период работ ответственный за проведение работ обязан не загромождать дороги и проезды для следования пожарной техники к месту производства работ.

7.9.27 При появлении в каре резервуара концентрации паров углеводородов более
2,1 г/м³ для резервуара с нефтью, ТС-1, более 3,46 г/м³ для резервуара с ДТ, и более 1,63 г/м³ для резервуаров с бензинами работы должны быть прекращены, механизмы заглушены, а работающие выведены из опасной зоны. Загазованная зона должна быть ограничена знаками безопасности с учетом направления ветра и должны быть приняты меры к устранению загазованности. Работы могут быть возобновлены только после устранения причин загазованности.

7.9.28 Для сбора отложений нефти, парафина, других загрязнений должны использоваться промежуточные емкости.

7.9.29 Запрещается сброс отложений в котлованы, вырытые в непосредственной близости от резервуара, открытые поддоны, на землю.

7.9.30 Все электрооборудование, используемое при выполнении очистных работ, находящееся во взрывоопасной зоне должно быть взрывозащищенного исполнения.

7.9.31 Насосные установки и компрессоры с двигателем внутреннего сгорания должны находиться с наружной стороны обвалования зачищаемого резервуара, при этом должно учитываться направление ветра.

7.9.32 Мойка резервуаров водой допускается только в условиях электростатического безопасного режима со скоростью движения воды по трубопроводам с удельным объемным электрическим сопротивлением от 10⁵ до 10⁹ Ом·м, не более 5 м/с и при концентрации паров углеводородов в газовом пространстве не выше 2,1 г/м³ для резервуара с нефтью, ТС-1, менее 3,46 г/м³ для резервуара с ДТ, и менее 1,63 г/м³ для резервуаров с бензинами.

7.9.33 Расход воздуха (пара) на дегазацию (пропаривание) должен исключать загазованность прилегающей к резервуарам территории. Концентрация паров углеводородов в обваловании наземных резервуаров, на крышах ЖБР и прилегающей к ним территории не должна превышать 2,1 г/м³.

7.9.34 Все маслобензостойкие рукава, используемые при зачистных работах внутри резервуаров в обязательном порядке заземляются.

7.9.35 Работы по установке заглушек, удалению донных отложений, монтажу моечного оборудования, дозачистке резервуара следует производить при соблюдении условий искробезопасности (оборудование, трубопровод для опускания в резервуар, монтажные инструменты должны быть выполнены из материалов, или защищены материалами, не дающими искр при ударе и трении).

7.9.36 Во время грозы все работы на резервуаре прекращаются, а рабочие удаляются с территории резервуарного парка.

7.9.37 О ежедневном начале и об окончании работ по дегазации и зачистке резервуара лицо, ответственное за безопасное производство работ, обязано ежедневно извещать оперативный персонал НПС и объектовую пожарную охрану.

7.9.38 При выполнении работ по зачистке резервуара должны соблюдаться требования по обеспечению очистки территории от посторонних и горючих предметов, оборудования.

7.9.39 Для сбора мусора и отходов должны применяться специальные контейнеры.

7.9.40 В местах случайного разлива удаляемых из резервуара отложений необходимо снять загрязненный слой и уложить привозной грунт или дерн.

Меры электробезопасности

7.10.1 Перед передачей резервуара подрядной организации необходимо проверить сопротивление контура заземления резервуара с составлением акта. Сопротивление контура заземления резервуара не должно превышать 4 Ом. Электроснабжение участка подрядной организации по зачистке резервуара осуществляется от автономного источника электроснабжения (передвижная ДЭС) либо от сетей ОСТ после выполнения технических условий на электроснабжение и заключения договора на поставку электроэнергии с энергоснабжающей организацией ОСТ. Технические условия на временное электроснабжение от сетей ОСТ и организацию учета потребленной электроэнергии должны быть оформлены в соответствии с приложением Щ. Перед монтажом оборудования подрядной организацией предоставляется:

- перечень электрозащитных средств, применяемых в электрических установках, и протоколы испытаний электрозащитных средств;

- протокол осмотра и проверки электроинструмента;

- протокол испытания кабельных линий, электротехнических устройств подключаемых к сети 0,4 кВ;

- протокол измерения срабатывания расцепителей автоматических выключателей, тепловых расцепителей (реле) магнитных пускателей и автоматов, УЗО, находящихся в электрощитах;

- протокол проверки наличия цепи между заземлителем и заземляемыми элементами щитов;

- свидетельство о регистрации электротехнической лаборатории подрядчика в Ростехнадзоре с указанием разрешенных видов измерений и испытаний, или договор с организацией владельцем электротехнической лаборатории с приложением свидетельства о регистрации;

- свидетельства о поверке приборов учета электрической энергии и измерительных трансформаторов.

7.10.2 Присоединение электроустановок подрядной организации к электроустановкам НПС (ЛПДС, ПНБ) для подачи электроэнергии на участок подрядной организации выполняет оперативный или оперативно-ремонтный электротехнический персонал НПС (ЛПДС, ПНБ) в соответствии с требованиями правил [4].

7.10.3 На время проведения работ по дегазации и зачистке должны быть отключены системы протекторной защиты и ЭХЗ резервуара.

7.10.4 Перед монтажом оборудования подрядной организацией предоставляется:

- приказ о назначении ответственного за электрохозяйство участка по зачистке резервуара, который должен иметь четвертую группу по электробезопасности при работах в электроустановках до 1000 В;

- список лиц подрядной организации, ответственных за безопасное производство работ в электроустановках;

- приказ о предоставлении прав оперативных переговоров и оперативных переключений электротехническому персоналу.

7.10.5 Составляется акт разграничения сетей по имущественной (балансовой) принадлежности и эксплуатационной ответственности между НПС (ЛПДС, ПНБ) и подрядной организацией в соответствии с приложением Ш. К акту прилагается утвержденная ответственным за электрохозяйство подрядной организации однолинейная схема электроснабжения площадки производства работ по зачистке резервуара с нанесением всех элементов коммутации и защиты, приборов учета электроэнергии.

7.10.6 Электрооборудование, находящееся во взрывоопасной зоне, ограниченной обвалованием каре резервуара, применяется взрывозащищенного исполнения IIAT3.

7.10.7 При использовании передвижного и переносного электрооборудования, переносных светильников провода и кабели должны быть уложены на инвентарных опорах, исключающих их повреждение.

7.10.8 Светильники, электрические машины должны быть подключены только через УЗО.

7.10.9 Шкаф распределительный закрытого исполнения, запирающийся на замок, устанавливается вне взрывоопасной зоны – за обвалованием каре, обозначается предупредительными плакатами и знаками. Электроустановки укомплектовываются средствами защиты в объемах, установленных ППР.

7.10.10 Силовой распределительный шкаф, электродвигатели и другое электрооборудование должны быть занулены отдельной жилой кабеля. Заземление без зануления не допускается. Сечение медного заземляющего проводника должно быть не менее 10 мм².

7.10.11 Работа с электрооборудованием запрещается:

- при повреждении штепсельного соединения, изоляции, кабеля или его защитной трубки;

- при нечеткой работе выключателя;

- при вытекании смазки из редуктора;

- при появлении дыма;

- при повышенном шуме, стуке, вибрации;

- при поломке или появлении трещин в корпусе, защитном экране;

- при исчезновении электрической связи между металлическими частями корпуса и нулевым защитным штырем питающей вилки.

7.10.12 На корпусе электрооборудования должен быть указан инвентарный номер, дата следующей проверки (испытания) и принадлежность подразделению. На корпусе взрывозащищенного электрооборудования должна быть нанесена заводская маркировка по взрывозащите.

7.10.13 Для освещения внутри резервуара и в газоопасной зоне применяются переносные аккумуляторные фонари взрывозащищенного исполнения, а также светильники напряжением не выше 12 В. Исполнение по взрывозащите – 1ЕхdIIАТ3. Включение и отключение осветительных приборов необходимо производить за пределами взрывоопасной зоны.

7.10.14 Промежуточная емкость и насосное оборудование, ЩУ должны быть заземлены и присоединены к общему контуру заземления резервуара.

7.10.15 Напорные рукава и ручной гидромонитор должны быть защищены от статического электричества путем навивки медной проволокой сечением не менее 6 мм² с шагом витка не более 0,1 м. Не допускаются скрутки проволоки. Один конец проволоки соединяется с гидромонитором, а другой с общим контуром заземления резервуара (переходное сопротивление не более 0,05 Ом).

7.10.16 Все электротехнические работы должны выполняться с применением средства защиты от поражения электрическим током в порядке и объемах, предусмотренном ППР.

7.10.17 Перед включением электрооборудования в работу необходимо провести его проверку на соответствие требованиям нормативных документов ПТЭЭП, ПУЭ по взрывозащите, замеры наличия электрической цепи между заземлителем и заземляемыми элементами оборудования, сопротивления изоляции, измерения цепи фаза-ноль с уточнением токов однофазного КЗ и проверкой защитной аппаратуры на отключающую способность, с оформлением соответствующих протоколов.

7.10.18 После монтажа электрооборудования, применяемого для откачки и зачистки резервуара, ответственный за электрохозяйство подрядной организации должен представить его для осмотра на соответствие требованиям нормативных документов
ОАО «АК «Транснефть», ПТЭЭП, ПУЭ, правил [4] инженеру по энергонадзору
ООО «Транснефтьэнерго» и ответственному за электрохозяйство НПС (ЛПДС, ПНБ), направив письменное извещение в ОСТ и РНУ (РНПУ, УМН) о готовности электрооборудования к проверке.

7.10.19 При проверке электрооборудования участка ответственный за электрохозяйство подрядной организации представляет техническую документацию в соответствии с перечнем, утвержденным техническим руководителем организации.

7.10.20 В перечень технической документации должны входить документы:

а) журналы учета электрооборудования с перечислением всего электрооборудования, находящегося на площадке работ, с указанием его технических данных, а также присвоенных ему инвентарных номеров. К журналам прилагаются технические паспорта заводов-изготовителей, сертификаты (декларации) соответствия, удостоверяющие качество оборудования, изделий и материалов, обеспечение взрывозащиты, эксплуатационные паспорта (формуляры) с указанием проведенного ТО и ремонта оборудования, протоколы и акты испытаний и измерений электрооборудования;

б) кабельный журнал;

в) производственные инструкции по эксплуатации электроустановок, должностные инструкции и инструкции по охране труда для работников, привлекаемых к производству работ;

г) копии протоколов проверки знаний норм и правил работы в электроустановках у электротехнического и электротехнологического персонала, удостоверения установленной формы о проверке знаний норм и правил работы в электроустановках персонала подрядной организации и присвоении соответствующей группы по электробезопасности. В разделе «Свидетельство на право проведения специальных работ» должна быть запись о предоставленном праве ремонта и эксплуатации взрывозащищенного электрооборудования;

д) приказ (распоряжение) руководителя подрядной организации о назначении лица, имеющего группу электробезопасности не ниже третьей, ответственного за исправное состояние, проведение периодических проверок переносных и передвижных электроприемников, вспомогательного оборудования к ним;

е) журнал регистрации инвентарного учета, периодической проверки и ремонта переносных и передвижных электроприемников, вспомогательного оборудования к ним;

ж) комплект однолинейных схем электроснабжения;