4.1. Комплект оборудования для очистки резервуаров включает: электронасосы и (или) насосную установку (ПНА, ПСГ-160); промежуточную емкость; сборно-разборный трубопровод, бензостойкие прорезиненные рукава; трехходовые разветвления, моечные машинки; ручные стволы; эжекторы (гидроэлеваторы); двойники; переходники; рукавные задержки.
4.1.1. Для зачистки должны использоваться электрические насосы или насосные установки со взрывозащищенным электродвигателем, центробежный насос ЦНС-180/60 (расход 180 м3/ч, давление 0,6 МПа, электродвигатель мощностью 25 кВт); фекальные насосы ФГ-216/38 (расход 216 м3/ч, давление 0,38 МПа) и ФГ-115/38 (расход 115 м3/ч, давление 0,38 МПа), агрегат электронасосный СД 250/22,5 (с насосом ФГ 215/64 - расход 250 м3/ч, давление 0,225 МПа); поршневые насосы П 85/8 (расход 85 м3/ч, давление 0,8 МПа, электродвигатель мощностью 32 кВт) и ЭНП-7/3 (расход 78 м3/ч, давление 1,0 МПа, электродвигатель АМ-82-4 мощностью 32 кВт); НСВА 150/50 (расход 150 м3/ч, давление 0,5 МПа).
Насосная установка на базе ПСГ-160 имеет двухступенчатый центробежный насос 6НГМ-7´2 с приводом от двигателя автомобиля. Производительность насоса 110-160 м3/ч и давление 0,5-1,4 МПа (50-140 м вод. ст.).
Насосная установка на базе ПНА-1 включает: основной центробежный нефтяной насос 5НС-6´8 (расход 130 м3/ч, давление 5,2 МПа, привод-дизель В2-450 АВ-63); подпорный насос центробежный С-569М (расход 250 м3/ч, давление 0,2 МПа, привод-электродвигатель ВАО-62/4); трубопроводы диаметром 108 мм, длиной 540 м и диаметром 133 мм, длиной 100 м. Насосные установки предназначены для подачи моющего раствора ТМС на очистку резервуара и на гидроэлеватор (эжектор).
4.1.2. Гидроэлеватор Г-600А (эжектор) обеспечивает откачку образующейся в процессе мойки эмульсии и механических примесей (песок, ржавчина и т. д.) из очищаемого резервуара. Производительность гидроэлеватора Г-600А при давлении 0,8 МПа составляет 600 л/мин.
4.1.3. Рукава с соединительными головками предназначены для прокладки коммуникационных линий между оборудованием (насос, моечная машинка, гидроэлеватор и т. д.), по которым циркулирует рабочая жидкость. В технологической схеме применяются бензостойкие резинотканевые рукава с внутренним диаметром 51, 66, 77 мм (ГОСТ 5398-76).
4.1.4. Рукавное разветвление трехходовое РТ-80 используется для управления потоком рабочей жидкости в рукавных линиях.
4.1.5. Ствол ручной доочистки РС-Б применяется для смыва остатков шлама с днища очищенного резервуара к гидроэлеватору. Производительность ствола зависит от давления у насадка и изменяется от 3,35 л/с при давлении 0,4 МПа (40 м вод. ст.) до 4,0 л/с при давлении 0,6 МПа (80 м вод. ст.).
4.1.6. Переходники служат для соединения рукавов разных диаметров между собой.
4.1.7. Рукавные задержки применяются для крепления рукавных линий при их прокладке по вертикали.
4.1.8. Моечные машинки типа ММПУ и Г-15В предназначены для промывки раствором ТМС внутренней поверхности резервуара (рис. 6, приложение 7). Моечные машинки устанавливаются через световые люки или люки-лазы.
4.1.9. Для приготовления раствора ТМС и приема пульпы из очищаемого резервуара при работе по замкнутому циклу должны использоваться промежуточный резервуар типа РГС-25 или передвижная моечная машина на базе топливозаправщика ТЗ-16 (ТЗ-22).
При зачистке резервуаров в стационарном варианте необходимо использовать два-три резервуара РГС-25, соединенных между собой трубопроводом диаметром не менее 125 мм.
4.1.10. Для откачки остатка нефти из резервуара в промежуточную емкость до начала мойки, а также для раствора ТМС, отобранного из очищенного резервуара после мойки, следует использовать переносной взрывозащищенный насос «Гном» или пневмоприводной насос.
4.2. Дегазационное оборудование должно включать: искробезопасный вентилятор исполнения И1-01 с двигателем во взрывозащищенном исполнении в соответствии с категорией 2-ой группы ТЗ взрывоопасной смеси; фланцы с соединительной арматурой, устанавливаемые на световых люках и люках-лазах; газоотводную трубу; адсорбционную установку.
4.3. Моющие жидкости - предварительно подогретые водные растворы пенообразователя ПО-ЗАИ или технического моющего средства ТМС - МС-16, МС-18, «Лабомид-101», «Лабомид-102», «Темп-100», «Темп-20», «Темп-300» и т. п.
4.4. Газоанализаторы для контроля за состоянием парогазовоздушной среды внутри резервуаров и на прилегающей к ним территории.
4.5. Датчики контроля статического электричества для измерения величины зарядов статического электричества.
5.1. При подготовке резервуара к ремонту должны соблюдаться требования безопасности, изложенные в «Правилах технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов», «Правилах безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов», «Правилах пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов», настоящей Инструкции, а также дополнительные меры технической и пожарной безопасности, включенные в проект производства работ.
Перед проведением работ по подготовке резервуара к ремонту оформляется акт готовности резервуара к зачистным работам (приложение 1).
5.2. Для работников, занятых очисткой и ремонтом резервуаров, должны быть разработаны должностные инструкции; инструкции по технической и пожарной безопасности и журнал учета работ по зачистке резервуара. В этом журнале должны также отмечаться уровни загазованности, величины зарядов статического электричества и величины ПДПН.
При подготовке резервуара к огневым работам и при их проведении огневые работы в соседних (от очищаемого) резервуарах производить запрещается.
5.3. Работы по очистке и дегазации резервуаров относятся к газоопасным, поэтому их разрешается выполнять только бригадой в составе не менее двух человек. Члены бригады должны быть обучены безопасному ведению данных работ, обеспечены средствами индивидуальной защиты и спецодеждой согласно «Типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи спецодежды», а также необходимыми искробезопасными инструментами и приспособлениями.
5.4. Для проведения работ по зачистке резервуара выдается наряд-допуск на производство работ внутри резервуара, где указывается состав зачистной бригады и делается отметка о прохождении инструктажа по технике безопасности и пожарной безопасности. Рабочие, не прошедшие специального обучения и инструктажа, к ведению работ по зачистке не допускаются.
5.5. О начале и окончании работ по очистке и дегазации резервуаров необходимо ежедневно извещать объектовую пожарную охрану или ближайшее подразделение противопожарной службы.
5.6. Инструмент и приспособления, используемые для монтажа оборудования, должны быть выполнены из искробезопасного материала.
5.7. Монтаж моечного оборудования, осуществляемый без допуска людей в резервуар, должен осуществляться при соблюдении условий искробезопасности.
Перед монтажом моечного оборудования, осуществляемого с доступом людей внутрь резервуара со средствами защиты органов дыхания, должна производиться предварительная дегазация резервуара до концентрации ПДВК 1,5-2,0 г/м3 (0,1 % (об.)).
5.8. Соединения трубопроводов, насосных агрегатов и другого оборудования должны быть герметичными, нельзя допускать подтеков нефтепродукта и образования зон загазованности.
5.9. При работе членов бригады внутри резервуара необходим непрерывный надзор и контроль за производством работ руководителем зачистной бригады.
Во время очистных работ открывание люков и вход людей внутрь резервуара запрещаются.
5.10. Режимные параметры технологического процесса по очистке и дегазации, результаты анализа газовой среды заносятся в наряд-допуск (приложение 2).
Периодичность отбора проб для анализа газовой среды определяется проектом производства работ, но не реже одного раза в течение каждых двух часов работы.
5.11. Взрывобезопасность процесса струйной мойки нефтью и водной домывки непосредственно за нефтяной мойкой должна обеспечиваться поддержанием концентрации паров нефти в газовом пространстве резервуара выше 350 г/м3 (17% (об.)).
5.12. Допускается проведение водной домывки при концентрации паров нефти в резервуаре ниже 350 г/м3 (17 % (об.)) при постоянном контроле напряженности электростатического поля, которая не должна превышать 35 кВ/м.
5.13. Контроль концентрации паров в резервуаре при струйной мойке следует осуществлять путем отбора газовых проб из верхней зоны газового объема резервуара на расстоянии 1,0-1,5 м от кровли резервуара и 0,5 м от дна (подпонтонного пространства) через отверстие пробоотборного люка. Периодичность отбора проб определяется проектом производства работ, но не реже чем через 2 часа.
5.14. В процессе проведения работ по очистке и дегазации должен проводиться непрерывный контроль загазованности в обваловании прилегающей к резервуару территории, а в местах установки насосно-откачивающего оборудования должен проводиться непрерывный контроль газовой среды с помощью стационарных или переносных газоанализаторов (сигнализаторов) довзрывоопасных концентраций.
Контроль загазованности следует проводить при помощи переносных газоанализаторов (СТХ-5А, УГ-2, ПГФ-2М и другие, указанные в п. 3.10.6).
При превышении концентрации горючих паров значения ПДВК работы по подготовке и очистке резервуара должны быть немедленно прекращены. Эти работы могут быть возобновлены после устранения причин, вызвавших образование опасных концентраций.
5.15. Запрещается вскрывать нижние люки-лазы для дегазации при наличии в резервуаре концентрации паров нефти более ПДВК.
5.16. При проведении зачистных работ у мест их проведения должны быть следующие средства пожаротушения:
пожарная автоцистерна или цистерна с мотопомпой МП-1800. Цистерны должны иметь объем не ниже 2000 л, быть заполненными 5-6 % раствором пенообразователя, укомплектованы пожарными рукавами, стволами и пеногенераторами;
кошма, войлочное или асбестовое полотно размером 2´1,5 м - 4 шт.;
огнетушители порошковые ОП-10 или пенные емкостью по 10 л или углекислотные ОУ-8 - 4 шт., или один огнетушитель ОП-50;
лопаты - 2 шт.
Перечисленные средства должны быть окрашены в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.026-76.
5.17. Электрооборудование, используемое при выполнении работ, должно быть взрывозащищенным, насосные установки с двигателями внутреннего сгорания должны размещаться за пределами обвалования, а выхлопные трубы двигателей внутреннего сгорания должны быть оборудованы искрогасителями.
5.18. Запрещается доступ рабочих внутрь резервуаров при наличии в газовом пространстве концентраций паров нефтепродукта выше ПДВК (2 г/м3).
5.19. Исполнители зачистных работ обязаны:
иметь при себе квалификационное удостоверение с отметкой о прохождении проверки знания требований правил технической и пожарной безопасности;
изучить инструкцию по безопасному производству данных работ;
получить инструктаж по безопасному ведению работ и расписаться в наряде-допуске, а исполнителям подрядной (сторонней) организации следует дополнительно получить инструктаж по правилам пожарной безопасности при проведении зачистных работ на объекте;
ознакомиться с объектом работ на месте предстоящего их проведения;
приступить к зачистным работам только после указания ответственного за проведение этих работ;
выполнять только ту работу, которая указана в наряде-допуске;
строго соблюдать меры безопасности, предусмотренные в наряде-допуске и инструкции;
уметь пользоваться средствами пожаротушения и в случае возникновения пожара немедленно приступить к ликвидации его и вызвать пожарную охрану;
после окончания зачистных работ тщательно осмотреть место проведения этих работ и устранить выявленные нарушения, могущие привести к возникновению пожара, к травмам или авариям;
прекращать работы при возникновении опасной ситуации.
5.20. В процессе выполнения работ внутри резервуара (монтаж моечного оборудования, ручная зачистка, огневые и ремонтные работы и т. п.) в обязательном порядке производить принудительную вентиляцию газового пространства.
5.21. При монтаже моечного оборудования на крыше резервуара и внутри него необходимо исключить искрообразование.
Для этой цели:
применять только искробезопасные инструмент и приспособления;
не применять стальные трубопроводы и другие узлы оборудования;
исключить искрообразование при вибрации оборудования;
осуществлять контроль за величиной зарядов статического электричества при наличии в резервуарах горючих концентраций.
5.22. Работы внутри резервуара необходимо производить в дневное время. Разрешается пользоваться только светильниками напряжением не выше 12 В во взрывозащищенном исполнении. Включение и выключение светильника следует производить вне резервуара.
5.23. Автотранспортные средства, используемые в резервуарном парке, должны быть оборудованы в соответствии с правилами пожарной безопасности и иметь исправное электрооборудование, а выхлопные трубы их двигателей должны быть оборудованы искрогасителями.
5.24. Автотранспортные средства и спецтехника могут допускаться к обвалованию и в обвалование резервуара только после проверки концентрации паров в обваловании (она должна быть не выше ПДК).
Требования пожарной безопасности, техники безопасности и технология очистки, изложенные в настоящем РД, распространяются в полном объеме на наземные стальные нефтяные резервуары со стационарной крышей с понтоном.
6.1. Подготовка стальных нефтяных резервуаров к проведению очистки, наряду с другими видами работ, изложенными в п. 2.2, включает операции по удалению остаточной нефти из-под понтона, предварительной дегазации надпонтонного и подпонтонного пространства.
При аэрации надпонтонного пространства должны вскрываться только крышевые световые люки. Люк-лаз первого пояса следует вскрывать на непродолжительное время только после снижения концентрации паров нефтепродуктов в подпонтонном пространстве резервуара меньше 8 г/м3.
6.2. При развертывании оборудования моечную машинку необходимо соединить со стальной трубой диаметром 51 мм длиной 8-12 м, ввести в подпонтонное пространство резервуара через отверстие в люке-лазе первого пояса и установить на специальной опоре, имеющей катки. К свободному концу трубы, оборудованному соединительной головкой, подсоединить рукав диаметром 51 мм.
Катки должны быть выполнены из искробезопасного материала, а трубы покрыты изоляцией (рис. 9).
6.3. Технологический процесс очистки нефтяных резервуаров с понтоном осуществляется в следующей последовательности:
откачка нефти из резервуара до уровня, необходимого для работы размывающих головок и размыва донных отложений с помощью стационарных размывающих головок при их наличии;
дегазация надпонтонного пространства резервуара до концентрации паров нефти не более ПДВК;
мойка поверхностей стенки подпонтонного пространства и дна резервуара струями нефти через моечные машинки при одновременном контроле степени насыщения газового подпонтонного пространства углеводородами и (или) контроле статического электричества;
откачка в специальный резервуар (или в нефтепровод) насосом растворенных и диспергированных отложений вместе с промывочной нефтью;
мойка резервуара в надпонтонном пространстве струей воды или водных растворов моющих веществ, подаваемых через моечные машинки;
откачка из резервуара эмульгированной воды;
дегазация подпонтонного пространства резервуара путем принудительной вентиляции и (или) аэрации до концентрации паров нефти не более 8 г/м3;
мойка резервуара в подпонтонном пространстве струей воды или водных растворов ТМС, подаваемых через моечные машинки;
контроль качества откачиваемой пульпы;
контроль степени очистки внутренних поверхностей резервуара в надпонтонном и подпонтонном пространстве после очистки и дегазации.
Нагрузки, создаваемые при монтаже и работе моечного оборудования, не должны превышать предельно допустимых значений по прочности корпуса понтона (плавающей крыши).
6.4. Мойка подпонтонного пространства нефтью производится с помощью моечных установок, примерные технологические схемы которых приведены на рис. 9-11.
После очистки и дегазации надпонтонного и подпонтонного пространства резервуара следует проверить чистоту их внутренних поверхностей.
6.5. Мойку резервуара водными растворами ТМС или водой в надпонтонном и подпонтонном пространстве при отсутствии антистатических ТМС и (или) контроля уровня опасности электризации необходимо проводить при непрерывной принудительной вентиляции этих пространств, обеспечивая концентрацию паров нефти ниже значения ПДВК.
Откачка воды из-под понтона, с понтона производится пневмоприводными насосами, эжекторами, гидроэлеваторами после вентиляции надпонтонного и подпонтонного пространств резервуара.
6.6. Выброс паров нефти из надпонтонного или подпонтонного пространства резервуара в атмосферу следует производить через газоотводные трубы высотой не менее чем на 2 м выше крыши резервуара, установленные на световые люки (рис. 11). Диаметры газоотводных труб должны соответствовать диаметру люка.
6.7. Концентрацию паров углеводородов в процессе мойки следует контролировать стационарными или переносными газоанализаторами как в надпонтонном, так и в подпонтонном пространствах резервуара.
Контроль концентрации паров в резервуаре при струйной мойке следует осуществлять путем отбора газовых проб из верхней зоны газовых объемов резервуара на расстоянии 1,0-1,5 м от кровли резервуара (надпонтонное пространство) и 0,5 м от понтона (подпонтонное пространство) через отверстия пробоотборных люков.
Контролю качества подготовки к ремонту подлежат внутренние поверхности стенок, днища, понтона в газовых пространствах резервуара.
7.1. Требования пожарной безопасности, техники безопасности и технология очистки подпонтонного пространства резервуара распространяются в полном объеме на нефтяные резервуары с плавающей крышей.
7.2. Резервуары, располагающиеся вблизи населенных пунктов, должны подвергаться адсорбционной дегазации (рис. 7).
7.2.1. Люки-лазы первого пояса должны вскрываться после установки адсорбера и подсоединения воздуховодов к вентилятору.
7.2.2. Сорбционная дегазация с перемещением паровоздушной среды через вентилятор допускается только при использовании взрывозащищенных вентиляционных агрегатов.
7.2.3. Контроль газовой среды на выбросе из адсорбера должен производиться непрерывно с помощью сигнализаторов довзрывоопасных концентраций с подачей звукового и светового сигналов при достижении концентрации паров нефти, равной 20 % от нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПР). При подаче сигнала опасности вентиляционный агрегат должен отключаться.
7.2.4. Газоотводная труба, устанавливаемая в центре плавающей крыши, должна быть выведена на высоту не ниже верхней образующей (стенки) резервуара (рис. 13, а).
7.3. Моечные машинки ММПЧ-25 (ММПУ-50) и ММ-100 должны устанавливаться на люки-лазы после предварительной дегазации. Концентрация под плавающей крышей при этом не должна превышать значения, равного ПДВК.
7.4. Насыщение газового пространства следует производить после установки моечных машинок и герметизации люков-лазов. Для насыщения газового пространства парами нефти с ПДВК до значений концентрации, равной 1,6 ВКПР допускается подавать нефть на моечные машинки при условии контроля напряженности электростатического поля.
7.5. Подачу нефти (растворов технических моющих средств) на все моечные машинки допускается осуществлять при концентрации под плавающей крышей не меньше значения 1,6 ВКПР.
7.6. Доочистка резервуаров (водная мойка) должна производиться после нефтяной мойки при условии контроля напряженности электростатического поля.
7.7. После проведения водной мойки с использованием ТМС должна проводиться чистовая мойка водой.
7.8. Повторная (завершающая) дегазация должна производиться после чистовой мойки.
Требования пожарной безопасности, техники безопасности и технология очистки распространяются в полном объеме на нефтяные ЖБР.
8.1. ЖБР не имеют нижних световых люков, поэтому доступ рабочих в резервуары, монтаж моечного оборудования, принудительная вентиляция осуществляются через верхние световые люки.
8.2. Вентилирование (дегазация) подземных или заглубленных ЖБР (рис. 17) перед монтажом моечного оборудования и проведением химико-механизированной (гидравлической) мойки при отсутствии приборов контроля статического электричества необходимо осуществлять только принудительной вентиляцией (их аэрация не производится) до момента снижения концентрации паров нефтепродуктов ниже значения ПДВК.
8.3. Монтаж моечного оборудования производится только с крыши ЖБР; на крыше или около резервуара собирают моечные узлы (моечные машинки, трубопроводы-спуски и т. п.), которые затем опускают в резервуар через световые люки при помощи прочных спасательных веревок и соединяют с трубопроводами стационарной системы гидроразмыва, расположенной на крыше резервуара.
Нагрузки, создаваемые при монтаже и работе моечного оборудования, не должны превышать предельно допустимых значений по прочности крыши ЖБР.
8.4. Мойка ЖБР производится с помощью моечных установок, одна из примерных технологических схем которых приведена на рис. 14-16. В процессе мойки резервуара жидкость следует подавать одновременно на 2 моечные машинки типа ММПУ-25.
8.5. Работы по очистке и дегазации ЖБР разрешается выполнять только бригадой в составе не менее 3 человек.
Работу внутри ЖБР работники должны выполнить в спецодежде, поверх которой должен быть надет предохранительный пояс с крестообразными лямками и прикрепленными к нему двумя прочными сигнально-спасательными веревками, свободные концы которых должны находиться в руках у наблюдающих (страхующих). На каждого работающего в резервуаре должно быть два наблюдающих.
8.6. Для спуска рабочих в ЖБР, работы внутри него и подъема из него применяемые переносные лестницы должны изготавливаться из искробезопасного материала, испытываться в установленном порядке и соответствовать условиям безопасности.
8.7. Откачка технических остатков нефти (нефтяных отложений) производится через приемно-раздаточное устройство с помощью шнековых насосов. В случае отсутствия технической возможности использования приемно-раздаточного устройства откачка производится с помощью погружных насосов и (или) эжекторов.
«_____»___________199_ г. ЛПДС_______________
_______________________________________________________________________________
(наименование объекта)
Мы, нижеподписавшиеся, начальник (главный инженер) РНУ, ЛПДС ___________________,
(фамилия, имя, отчество)
инженер по технике безопасности (инспектор охраны труда) ___________________________
(фамилия, имя, отчество)
руководитель товарного парка _____________________________________________________,
(должность, фамилия, имя, отчество)
представитель пожарной охраны ___________________________________________________,
(должность, фамилия, имя, отчество)
в присутствии ответственного по зачистке лица _______________________________________
(должность, фамилия, имя, отчество)
составили настоящий акт в следующем: сего числа нами проведен осмотр и проверена готовность резервуара к выполнению зачистных работ зачистной бригадой из-под __________________________________________________________________________________
(наименование и номер резервуара)
для _______________________________________________________________________________
(какой хранился продукт)
__________________________________________________________________________________
(указать назначение и требуемую степень зачистки)
При осмотре и проверке установлено, что резервуар № _____ подготовлен согласно проекту производства работ к зачистным работам, подготовлено необходимое оборудование, защитные средства и приспособления, резервуар отключен от технологических трубопроводов и газоуравнительной системы путем установки заглушек, обесточен и оснащен предупредительными и сигнальными плакатами на задвижках.
Заглушки установлены ____________________________________________________________
(указать (перечислить) все места установки заглушек и кто их установил)
Предупредительные и сигнальные плакаты установлены _______________________________
________________________________________________________________________________
(перечислить места установки предупредительных и сигнальных плакатов н кто их установил)
На резервуаре установлены следующие защитные и контрольные приборы:
________________________________________________________________________________
(указать приборы, где они установлены и кем)
Количество нефтеостатка в резервуаре составляет: ____________________________________
(уровень и характеристика остатка)
Результаты анализа воздуха в резервуаре: ____________________________________________
(точки отбора, дата, время, результаты анализа)
Подготовлены следующие средства для зачистных работ: ______________________________
(указать насосы, трубопроводы и другое оборудование)
Резервуар № _________ осмотрен и принят для производства зачистных работ.
Замечания по подготовке __________________________________________________________
(если есть, то указать какие)
устранены.
Установлен порядок работы _______________________________________________________
(указать наименование и очередность операций по зачистке)
Нефть, используемая в качестве моющей жидкости, имеет температуру __________________
Подписи членов комиссии:
главный инженер (начальник) РНУ ЛПДС ______________________
(подпись)
инженер по технике безопасности
(инспектор охраны труда) ______________________
(подпись)
руководитель товарного парка ______________________
(подпись)
представитель пожарной охраны ______________________
(подпись)
Ответственные по зачистке резервуара ______________________
(подпись)
«____»_____________199_ г.
НАРЯД-ДОПУСК №________
1. Резервуар _____________________________________________________________________
2. Место, характер работы _________________________________________________________
3. Объект подготовлен к производству работ.
Ответственный за подготовку резервуара и коммуникаций
____________________________ _________________________
(должность, Ф.И.О.) (подпись)
(дата)
4. Перечень мер безопасности при подготовке резервуара к зачистке ____________________
5. Объект принят к производству работ.
Ответственный за проведение ремонта
____________________________ _________________________
(должность, Ф.И.О.) (подпись)
(дата)
6. Перечень мероприятий, обеспечивающих безопасность при проведении работ, режим работы в резервуаре _________________________________________________________________
7. Защитные средства, приборы и приспособления, обеспечивающие безопасность работ внутри резервуара __________________________________________________________________
(перечислить защитные средства, приборы и приспособления, обеспечивающие безопасность работ)
8. Состав бригады и отметки о прохождении инструктажа
|
Ф.И.О. |
Должность |
Подпись инструктируемого |
Подпись проводящего инструктаж |
|
|
|
|
|
9. Наблюдение осуществляет ______________________________________________________
10. Периодичность анализа воздушной среды, результаты газового анализа
__________________________________ _______________________________
(дата) (подпись) (результаты анализа)
__________________________________ _______________________________
(дата) (подпись) (результаты анализа)
11. По окончании работ по зачистке и дегазации остаточная пожарная нагрузка в точках отбора проб составила _______________________________________________________________
(указать места отбора проб и результаты анализа)
______________________________________
(подпись проводивших анализ)
12. Результаты газового анализа ____________________________________________________
______________________________________
(подпись проводивших анализ)
Наряд-допуск выдал ______________________________________________________________
(Ф.И.О.) (подпись)
Наряд закрыл ____________________________________________________________________
(Ф.И.О.) (подпись)
Краткое содержание:
ИНСТРУКЦИЯ ПО пожаровзрывобезопасной ТЕХНОЛОГИИ
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ОЧИСТКИ РЕЗЕРВУАРОВ
4. ОБОРУДОВАНИЕ И СРЕДСТВА, ПРИМЕНЯЕМЫЕ
ПРИ ОЧИСТКЕ И ДЕГАЗАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ
5. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ
6. ОСОБЕННОСТИ ОЧИСТКИ НАЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ
7. ОСОБЕННОСТИ ОЧИСТКИ РЕЗЕРВУАРОВ С ПЛАВАЮЩЕЙ КРЫШЕЙ