Ремонт сливо наливной эстакады

Обслуживание и эксплуатация сливо-наливных устройств нефтебаз

Сливо-наливные эстакады – это устройства для операций по сливу и наливу нефтепродуктов различной вязкости в железнодорожные цистерны.

Нефтегрузовые операции на эстакадах могут проводиться одновременно с несколькими или одиночными цистернами, причем часто применять закрытый и открытый способы слива и налива цистерн.

К закрытому способу слива и налива нефтепродуктов относится такой способ, который применяют только при полной герметизации технологического оборудования и приборов, соединяющих цистерны с приемораздаточными трубопроводами. При такой системе герметизации исключается возможность контакта струи перекачиваемого нефтепродукта с атмосферным воздухом. Достоинством такого способа является и то, что сокращаются или даже исключаются потери нефтепродуктов от испарения и проливов, а также снижается пожароопасность.

К открытому способу слива и налива цистерн относится способ, при котором отсутствует полная герметизация оборудования и наблюдается разбрызгивание нефтепродукта.

В связи с требованиями противопожарной безопасности слив и налив нефтепродуктов с температурой вспышки до 61°С (т.е. легковоспламеняющиеся нефтепродукты) должен осуществляться закрытым способом. Мазуты, масла и высоковязкие нефтепродукты допускается сливать и наливать открытым способом.

При эксплуатации нефтебазового хозяйства используются, в основном, следующие способы слива и налива нефтепродуктов:

— слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн через горловину цистерн (верхний слив цистерны);

— слив нефтепродуктов через нижние сливные приборы (нижний слив);

— налив нефтепродуктов в ж.д. цистерны через горловины (верхний слив);

— слив нефтепродуктов из ж.д. цистерн через нижние сливные приборы в желоб или емкость, расположенные непосредственно под рельсами или вдоль них (межрельсовый слив цистерн).

Верхний слив применяется в тех случаях, когда цистерны не оборудованы приборами нижнего слива, или если приборы находятся в неисправном состоянии и их нельзя открывать при наличии нефтепродуктов в цистерне. В связи с этим на всех действующих и вновь строящихся железнодорожных сливо-наливных установках должны быть предусмотрены устройства для обеспечения как нижнего, так и верхнего слива, с учетом того, что в парке действующих железнодорожных цистерн все еще находится значительная часть цистерн, не оборудованных нижними сливными приборами, отвечающими современным требованиям.

Принудительный слив нефтепродуктов может осуществляться с помощью погружных насосов или за счет создания в цистерне избыточного давления. Для осуществления сифонного слива необходимо предварительно заполнить нефтепродуктом сливной стояк. Для этого обычно используются вакуум-насосы, которые при сливе одиночных цистерн устанавливаются прямо на стояке. При маршрутном сливе верхнюю часть стояка подсоединяют к вакуум-коллектору.

При верхнем сливе цистерн центробежными насосами или самотеком установка дополнительно поршневого вакуум-насоса необходима не только для заполнения стояка и всасывающих трубопроводов.

Слив под избыточным давлением применяют для сокращения времени слива. При этом способе в котле вагона-цистерны под поверхностью нефтепродукта создают давление, не превышающее 0,05 МПа. Люк колпака цистерны закрывают герметичной специальной крышкой со штуцером для подачи сжатого воздуха. Данный способ слива характеризуется более низким значением потерь нефтепродуктов от испарения.

Простейшим типом соединения трубопроводов нефтебаз с наливными судами являются гибкие прорезиненные рукава (шланги). Они изготавливаются диаметром до 350 мм, длиной 4 м, на рабочее давление до 1 МПа. Недостатком прорезиненных рукавов является то, что при сливоналивных операциях довольно часты их разрывы, а это, в свою очередь, приводит к значительному розливу нефтепродуктов.

В настоящее время на смену системам с гибкими рукавами приходят стендеры — конструкция из шарнирно-сочлененных трубопроводов, концевая часть (соединитель) которой служит для соединения береговых коммуникаций с приемо-сливными патрубками трубопроводов на нефтеналивном судне. Диаметр стендеров достигает 500 мм, а рабочее давление в них — 1,6 МПа. Стендеры более надежны, чем гибкие рукава и обеспечивают большую производительность слива-налива.

При герметизированном наливе горловина автоцистерн закрывается специальной крышкой, в которую врезан патрубок, соединенный со шлангом для отвода паровоздушной смеси либо в опорожняемые резервуары, либо на установку улавливания легких фракций (УЛФ). Негерметизированный налив целесообразно применять при отгрузке низколетучих нефтепродуктов. Для предотвращения переливов автоцистерн применяются средства автоматизации. В этом случае наливные стояки оборудуют либо датчиками уровня, либо клапанами-дозаторами, позволяющими производить отпуск заданного количества нефтепродукта. Подобный контроль — обязательное условие герметизированного налива бензинов.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

РД 13.220.00-КТН-575-06 => 7.6 ремонт нефтепроводов. 7.7 очистка и ремонт резервуаров. 7.8 ремонт сливо-наливных эстакад и причалов. 8 действия.

7.6 Ремонт нефтепроводов

7.6.1 При выполнении аварийных ремонтных работ на линейной части магистральных нефтепроводов необходимо соблюдать требования нормативно-технических документов по эксплуатации, ликвидации аварий и настоящих Правил.

При производстве плановых капитальных ремонтов на линейной части магистральных нефтепроводов необходимо выполнять требования Правил капитального ремонта, проектов производства работ, инструкций по безопасному выполнению данных работ и настоящих Правил.

7.6.2 При обнаружении повреждения нефтепровода необходимо принять первоочередные меры по эвакуации людей из опасной зоны, сообщить диспетчеру и принять возможные меры по предотвращению растекания нефти, возможного пожара взрыва. В качестве превентивной меры, по мере возможности и наличия запасов огнетушащих средств, следует создать изолирующий слой пены, препятствующей испарению с поверхности нефти. Устройство обвалований следует начинать с низменных мест, со стороны жилых поселков, водоемов, рек, дорог, лесных массивов.

Земляной сборник (амбар) для нефти должен быть устроен на расстоянии не менее 100 м от ремонтного рабочего котлована с подветренной стороны.

7.6.3 Место производства работ, в радиусе 20 м от вскрытой траншеи, должно быть ограждено и обозначено предупредительными знаками, в ночное время — освещаться световыми сигналами. При необходимости должны быть выставлены посты с целью исключения пребывания посторонних лиц в опасной зоне.

7.6.4 До начала производства работ необходимо устранить замазученность территории, исключить наличие на территории сгораемых материалов.

7.6.5 Работа в одежде и обуви, пропитанных нефтью или легковоспламеняющимися жидкостями запрещается.

7.6.6 Земляной амбар для нефти устраивается на расстоянии не менее 100 м от ремонтного котлована. По периметру земляных амбаров (с учетом направления ветра) на расстоянии от 15 до 20 м, следует устраивать ограждения (из протянутой на высоте от 1 до 1,3 м от земли синтетической ленты, проволоки и т.п.) с вывешиванием аншлагов «Огнеопасно, проход, проезд и выезд запрещен».

7.6.7 Освещение рабочих площадок должно производиться светильниками и прожекторами во взрывозащитном исполнении, для местного освещения необходимо применять светильники во взрывозащищенном исполнении напряжением не более 12 В.

7.6.8 На месте проведения огневых работ должны быть следующие первичные средства пожаротушения:

— огнетушители порошковые ОП-10, или углекислотные ОУ-10 — 10 штук или один огнетушитель ОП-100;

— кошма войлочная или асбестовое полотно размером 2´2 — 2 шт;

— ведра, лопаты, топоры, ломы.

7.6.9 Самоходная техника, сварочные агрегаты, компрессоры, задействованные в производстве подготовительных и огневых работ, должны быть обеспечены не менее чем двумя огнетушителями ОУ-10, ОП-10 (каждая единица техники).

7.6.10 Перед началом основных работ в ремонтном котловане пожарный автомобиль (мотопомпа, прицеп) должен быть установлен на расстоянии не ближе 30 м от места производства работ, проложены пожарные рукава, присоединены пожарные стволы или пеногенераторы, а также произведена проверка подачи огнетушащих веществ и их качества. Не более 3 м от края траншеи (котлована) должен быть выставлен (организован) пожарный пост. Водитель пожарного автомобиля должен находиться у места управления пожарным насосом и действовать по команде ответственного за производство работ. Все средства пожаротушения должны быть исправны и находиться в полной готовности в течение всего периода производства работ. При отрицательной температуре воздуха вода и пенообразователь в цистерне должны подогреваться для предотвращения их замерзания пожаробезопасным способом.

7.6.11 Ответственный за пожарную безопасность объекта обязан обеспечить проверку места проведения огневых работ или других пожароопасных работ в течение 3 часов после их окончания.

7.6.12 Во избежание утечки нефти из земляного сборника (амбара) необходимо производить заполнение его нефтью до уровня не более 1 м от верха обвалования. Подача нефти в земляные амбары падающей струей не разрешается.

7.6.13 Необходимо производить замеры концентраций паров нефти по границам земляного сборника с подветренной стороны через каждый час. При распространении парогазового облака в сторону ремонтного котлована (ремонтируемого участка), работы на этом участке следует приостановить и принять меры по уменьшению интенсивности испарения нефти с ее поверхности в сборнике (поверхность нефти покрыть пеной; эмульсионной пленкой, затрудняющей испарение; откачивать нефть в другой нефтепровод или новый сборник, удаленный от места работы на большее расстояние и т.п.) или по принудительному рассеиванию паров в зоне работ.

7.6.14 Автомобили, спецтехника, оборудование и механизмы, а также технические средства, не используемые при работе, следует располагать по отношению к земляным амбарам и ремонтному котловану с наветренной стороны на расстоянии, не ближе 100 м. Выхлопные трубы от двигателей машин и механизмов должны быть оборудованы искрогасителями.

7.6.15 При вырезке участков нефтепроводов, освобожденных от нефти, но заполненных ее парами под избыточным давлением, необходимо принимать меры по удалению паров нефти из рабочего котлована на весь период работ до герметизации концов труб.

7.6.16 Огневые работы должны выполняться только по наряду-допуску. Герметизирующие устройства в нефтепроводе должны обеспечивать надежную герметизацию ремонтируемого участка. При устройстве глиняных тампонов приспособления для трамбовки глины следует применять из материала, не дающего искр при ударах о трубу.

7.6.17 После герметизации нефтепровода на ремонтируемом участке рабочий котлован и поверхность трубопровода должны быть очищены от остатков нефти и горючих материалов. Перед началом огневых работ следует замерить концентрацию паров нефти для определения возможности ведения огневых работ. При концентрации в котловане выше ПДК (0,3 г/м 3 ) его следует проветрить или провентилировать переносным вентилятором.

7.6.18 Сварочные работы на отключенных трубопроводах допускаются, если концентрация горючих паров и газов в отобранных из рабочего котлована не превышает ПДК, при отсутствии в трубопроводах (между герметизирующими устройствами) и в котловане жидкой фазы (нефти или ее твердых остатков) и исключении возможности поступления горючих паров и газов к месту проведения огневых работ.

7.6.19 Наряду с предварительной очисткой трубопроводов допускается использование других способов обеспечения пожаровзрывобезопасности; применение воздушно-механических (газомеханических) пен; флегматизирующих газов (азот, аргон, аэрозольные составы и др.) в соответствии с инструкциями, согласованными с органами Госпожнадзора и другими заинтересованными организациями.

7.6.20 В случае пропуска нефти между стенкой трубы и герметизирующим устройством и (или) появления в воздухе рабочей зоны паров нефти огневые работы должны быть немедленно прекращены, механизмы заглушены, электроустановки обесточены, остановлены все работы, а работающие выведены из опасной зоны. Загазованная зона должна быть ограничена знаками безопасности с учетом направления ветра и приняты меры к устранению загазованности.

7.6.21 Работы могут быть возобновлены после устранения причин загазованности и утечки. При этом содержание паров нефти в воздухе не должно превышать ПДК.

7.6.22 Корпуса передвижных электростанций необходимо заземлять. Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 25 Ом.

7.7 Очистка и ремонт резервуаров

7.7′.1 Перед проведением огневых ремонтных работ на резервуарах следует выполнять их очистку и дегазацию (флегматизацию) газового пространства и (или) изоляцию источника зажигания от горючих веществ с выполнением требований соответствующих инструкций.

7.7.2 Технология очистки должна обеспечивать:

— снижение концентрации паров углеводородов до значений ПДК;

— очистку загрязненных поверхностей резервуаров до предельно допустимой пожарной нагрузки (ПДПН).

При проведении огневых работ на резервуаре (внутри и снаружи) концентрацию углеводородов в его газовом пространстве необходимо снижать до значения ПДК (0,3 г/м 3 ).

Предельно допустимой пожарной нагрузкой (ПДПН) для нефтяных резервуаров является удельное количество отложений (остатков), равное 0,2 кг/м 3 .

7.7.3 Работы по очистке резервуаров (как правило) должны включать: подготовку и инструктаж очистной и ремонтной бригад, разработку проекта организации работ (ПОР), назначение ответственных лиц; операции по откачке нефти, отключению линий заглушками, мойке нефтью, удалению остаточной нефти, дегазацию или флегматизацию резервуара (продувка, пропарка, заполнение инертным газом, водой, очистку, контроль готовности резервуара к ремонтным или огневым работам, замеры концентраций паров нефти и остаточной пожарной нагрузки.

7.7.4 Перед очисткой резервуара необходимо произвести размыв парафинистых отложений нефтью в процессе работы резервуара.

7.7.5 Для безопасного проведения операций дегазации и удаления остатков нефти необходимо:

— по каждому резервуару составить схему пропарки (продувки), промывки, флегматизации, с указанием мест и способов подачи водяного пара, нефти, растворов технических моющих средств, воды, а также путей и мест отвода газовых выбросов и промывочных растворов;

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

— ознакомить ответственных лиц и проинструктировать непосредственных исполнителей о порядке пропарки, продувки, промывки, флегматизации;

— заранее подготовить необходимые вспомогательные материалы и оборудование.

7.7.6 Пар должен подводиться к резервуарам по съемным участкам трубопроводов или гибким шлангам, запорная арматура должна быть установлена с обеих сторон съемного участка.

7.7.7 При пропарке резервуара внутри него должна поддерживаться температура не ниже 78 °С. Снижать температуру до диапазона от 50 °С до 70 °С только при постоянном контроле напряженности электростатического поля (она не должна превышать 30 кВ/м 2 ) или поддержании в газовом пространстве концентрации паров нефти выше 350 г/м 3 или ниже ПДВК(2,1 г/м 3 ).

7.7.8 Во время пропарки резервуара температура подаваемого водяного пара не должна превышать значения равного 80% от температуры самовоспламенения нефти.

7.7.9 Принудительная вентиляция резервуаров и технологического оборудования должна осуществляться с помощью взрывобезопасных вентиляторов с приводом от электродвигателя во взрывозащищенном исполнении в соответствии с требованиями ПУЭ.

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

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

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

7.7.13 Выброс паров нефти из резервуаров типа РВС, ЖБР, РВСП и РВСПК в атмосферу при принудительной вентиляции (пропарке) следует производить через газоотводные трубы высотой не менее, чем на 2 м выше крыши резервуаров, установленные на световые люки.

Диаметры газоотводных труб должны соответствовать диаметрам люков.

7.7.14 Расход воздуха (пара) на продувку (пропаривание) должен исключать загазовывание прилегающей к резервуарам территории (концентрация паров нефти в обвалованиях наземных резервуаров на крышах ЖБР и прилегающей к ним территории не должна превышать ПДВК).

Выбрасываемую из резервуаров при их продувке (пропарке) паровоздушную смесь целесообразно направлять в адсорберы (абсорберы) или другие аналогичные аппараты для улавливания паров нефти.

7.7.15 В случае отсутствия обратного клапана, при остановке вентилятора на воздухопроводе следует устанавливать заглушку.

7.7.16 По окончании дегазации (вентиляции) необходимо производить измерение концентрации паровоздушной смеси взрывобезопасными газоанализаторами. Пробы паровоздушной смеси на анализ следует отбирать из нижней части резервуара всех типов на расстоянии 2 м от стенки резервуара и на высоте 0,1 м от днища.

В резервуарах с понтоном (плавающей крышей) пробы воздуха на анализ необходимо отбирать из подпонтонного и надпонтонного пространства на расстоянии 2 м от стенки резервуара и на высоте 0,1 м от днища (понтона), а также из каждого короба понтона.

7.7.17 Перед очисткой от пирофорных отложений резервуары должны заполняться водяным паром. По окончании пропарки резервуары заполняют водой до верхнего уровня. Для обеспечения медленного окисления пирофорных отложений, уровень воды необходимо снижать постепенно со скоростью не более 0,5-1 м/ч.

В тех случаях, когда заполнение резервуара водой невозможно, необходимо во время очистки от пирофорных отложений внутренние поверхности его обильно смачивать водой для поддержания отложений во влажном состоянии до окончания чистки.

7.7.18 Пирофорные отложения, собираемые при очистке резервуара, должны поддерживаться во влажном состоянии и удаляться с территории организации в места, согласованные с местным органом власти и пожарной охраны.

Инструмент, используемый для очистки резервуаров и монтажа оборудования, должен быть выполнен из искробезопасного материала.

Электрооборудование следует использовать только взрывозащищенное в соответствии с требованиями ПУЭ.

7.7.19 Приведение резервуаров во взрывопожаробезопасное состояние может осуществляться и посредством других технологий, на которые имеется отраслевая документация, утвержденная и согласованная в установленном порядке. Например, изоляция источников зажигания (дуга, пламя, искры и т.п.) от газообразной (жидкой) фазы нефти и ее отложений с помощью воздушно-механических (газо-механических) и (или) твердеющих пен, пленкообразователей, порошков, намораживания ледяного покрытия и др. способов, исключающих возможность контакта источников зажигания с горючей средой в соответствии с Инструкциями на их применение,

7.7.20 До начала проведения огневых работ на очищенных резервуарах необходимо:

— прекратить операции закачки-откачки нефти на соседних с ремонтируемым резервуаром и не производить их до окончания работ;

— максимально герметизировать устройства на крышах соседних с ремонтируемым резервуаров, проверить уровень масла в предохранительных гидравлических клапанах, и при необходимости залить его;

— все задвижки на рядом расположенных резервуарах (находящихся на расстоянии ближе 40 м от ремонтируемого) и трубопроводах, водоспускные краны: колодцы канализации и узлы задвижек (во избежание загорания паров нефти) прикрыть войлоком, который в жаркое время года надо смачивать водой;

— места электросварки для предупреждения разлета искр оградить переносными асбестовыми, металлическими или другими несгораемыми щитами размером 1´2 м в радиусе, указанном в таблице 8.1.

7.7.21 Перед началом, после каждого перерыва и во время проведения огневых работ периодически (через 2 часа) должен осуществляться контроль за состоянием воздушной среды в резервуаре, на котором проводится указанная работа и в его обваловании,

7.7.22 При направлении ветра от действующих резервуаров к ремонтируемому необходимо осуществлять замер концентраций паров с наветренной стороны ремонтируемого резервуара не реже, чем через каждые 2 часа. При превышении ПДК огневые работы следует прекратить.

7.7.23 На месте производства работ по очистке и при выполнении вентиляции, огневых работ на резервуаре вблизи обвалования должна быть установлена пожарная техника:

— автоцистерна с запасом пенообразователя и воды;

— первичные средства пожаротушения (огнетушители, лопаты, кошма, запас песка);

— организовано дежурство сотрудников пожарной охраны.

7.8 Ремонт сливо-наливных эстакад и причалов

7.8.1 Ремонт технологических трубопроводов, сливо-наливных устройств, оборудования сливо-наливных эстакад и причальных сооружений связанный с разгерметизацией должен проводиться согласно утвержденного проектом производства работ.

7.8.2 Запрещается проведение ремонтных работ на сливо-наливных эстакадах и причальных сооружениях во время сливно-наливных операций. До начала ремонтных работ должны быть прекращены сливо-наливные операции и с территории железнодорожных эстакад удалены железнодорожные вагоны-цистерны, а от причала отведено нефтеналивное судно.

7.8.3 Работы по проведению ремонта насосного оборудования, запорной арматуры и технологических трубопроводов должны проводиться искробезопасным инструментом и приспособлениями.

7.8.4 При ремонте сливо-наливных стояков и арматуры эстакад и причалов должны быть приняты меры, исключающие поступление нефти на ремонтируемый участок.

7.8.5 Перед проведением ремонтных работ оборудование должно быть подготовлено, очищено, выполнен комплекс подготовительных мероприятий по отсоединению оборудования от технологических коммуникаций, сбросу давления, освобождения от нефти, снятию напряжения с электроприводов задвижек.

7.8.6 Площадки сливно-наливных эстакад и причалов, железнодорожные пути, наливные стояки, а также поверхности трубопроводов, сливные желоба (коллекторы) и сточные лотки промышленно-ливневой канализации должны быть полностью очищены от замазученности и случайно разлитой нефти в радиусе 20 м от места проведения огневых работ и промыты водой (водными растворами пенообразователя или технических моющих средств). Места разлива нефти или других ЛВЖ и ГЖ после тщательной очистки также могут быть засыпаны сухим песком или покрыты пеной.

7.8.7 Запрещается проведение ремонтных работ во время грозы.

7.8.8 Смотровые колодцы, сливные воронки, выходы из лотков, гидравлические затворы промышленно-ливневой канализации и нулевые емкости, расположенные на расстоянии до 20 м от места проведения огневых работ должны быть проветрены и загерметизированы (плотно закрыты крышками и сверху засыпаны песком или землей слоем не менее 10 см).

7.8.9 Труднодоступные для очистки места следует заполнять пеной или тщательно изолировать негорючими материалами.

7.8.10 Переносные лотки и резиновые шланги, пропитанные нефтью или другими ЛВЖ и ГЖ, необходимо убрать с участка, где проводятся огневые работы, на расстояние не менее 20 м.

7.8.11 При ремонте насосного оборудования, запорной арматуры и технологических трубопроводов сливо-наливных эстакад и причальных сооружений необходимо проводить контроль воздушной среды. Если во время ремонта обнаружено превышение предельно допустимых концентраций паров нефтепродуктов, работа должна быть прекращена, а работники выведены из опасной зоны.

7.8.12 Ремонтные работы с применением огневых работ допускается проводить на расстоянии не менее 100 м от места выполнения сливно-наливных операций.

8 ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА ПРИ ВОЗНИКНОВЕНИИ ПОЖАРА

8.1 Каждый работник организации при обнаружении пожара или признаков горения (задымление, запах гари, повышение температуры и т.п.) должен:

— незамедлительно сообщить об этом по телефону в пожарную охрану (при этом необходимо назвать адрес объекта, место возникновения пожара, а также сообщить свою фамилию), старшему должностному лицу или диспетчеру (оператору) МДП или другого пункта управления объекта;

— принять по возможности меры по эвакуации людей, тушению пожара и сохранности материальных ценностей.

8.2 Руководители и должностные лица объектов, лица, в установленном порядке назначенные ответственными за обеспечение пожарной безопасности, по прибытии к месту пожара должны:

— сообщить о возникновении пожара в пожарную охрану, поставить в известность руководство и дежурные службы объекта;

— в случае угрозы жизни людей немедленно организовать их спасание, используя для этого имеющиеся силы и средства;

— проверить включение в работу автоматических систем противопожарной защиты (оповещения людей о пожаре, пожаротушения, противодымной защиты);

— при необходимости отключить электроэнергию (за исключением систем противопожарной защиты), остановить работу транспортирующих устройств, агрегатов, аппаратов, перекрыть сырьевые, газовые, паровые и водяные коммуникации, остановить работу систем вентиляции в аварийном и смежном с ним помещениях, выполнить другие мероприятия, способствующие предотвращению развития опасных факторов пожара);

— прекратить все работы в здании или сооружении (если это допустимо по технологическому процессу производства), кроме работ, связанных с мероприятиями по ликвидации пожара;

— удалить за пределы опасной зоны всех работников, не участвующих в тушении пожара;

— осуществить общее руководство по тушению пожара (с учетом специфических особенностей объекта) до прибытия подразделения пожарной охраны;

— обеспечить соблюдение требований безопасности работниками, принимающими участие в тушении пожара;

— одновременно с тушением пожара организовать эвакуацию и защиту материальных ценностей;

— организовать встречу подразделений пожарной охраны и оказать помощь в выборе кратчайшего пути для подъезда к очагу пожара;

— сообщать подразделениям пожарной охраны, привлекаемым для тушения пожаров и проведения связанных с ними первоочередных аварийно-спасательных работ, сведения о перерабатываемых или хранящихся на объекте опасных (взрывоопасных), взрывчатых, сильнодействующих ядовитых веществах, необходимые для обеспечения безопасности личного состава.

8.3 По прибытии пожарного подразделения руководитель организации (или лицо, его замещающее) информирует руководителя тушения пожара о конструктивных и технологических особенностях объекта, прилегающих строений и сооружений, количестве и пожароопасных свойствах хранимых и применяемых веществ, материалов, изделий и других сведениях, необходимых для успешной ликвидации пожара, работе автоматических (стационарных) средств противопожарной защиты и других противоаварийных систем, также организовывает привлечение сил и средств объекта к осуществлению необходимых мероприятий, связанных с ликвидацией пожара и предупреждением его развития.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ТИПОВОЕ ПОЛОЖЕНИЕ О ДОБРОВОЛЬНЫХ ПОЖАРНЫХ ДРУЖИНАХ

НА ОБЪЕКТАХ ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

1 Общие положения

1.1 Для проведения мероприятий по охране от пожаров объектов магистральных нефтепроводов организуются добровольные пожарные дружины из числа работников.

1.2 Добровольные пожарные дружины (ДПД) организуются на объектах независимо от наличия подразделения пожарной охраны.

1.3 Организация добровольных пожарных дружин, руководство их деятельности возлагаются на руководителей объектов.

1.4 ДПД могут быть общеобъектовыми (одна на объект) или цеховыми (несколько на объекте) в зависимости от размеров объектов, его структуры и местных особенностей.

При наличии единой добровольной пожарной дружины, в случае необходимости, в подразделениях организуются отделения ДПД по числу рабочих смен, возглавляемые начальниками этих подразделений.

Начальники ДПД подчиняются руководителю объекта (цеха, производственного участка и т.д.) и выполняют свои задачи под руководством начальника объектовой пожарной охраны.

1.5 Начальники ДПД их заместители и начальники отделений назначаются руководством объекта из числа инженерно-технических работников.

2 Задачи добровольной пожарной дружины

2.1 На добровольную пожарную дружину возлагается:

2.1.1 осуществление контроля за соблюдением в организации настоящих Правил и инструкций по пожарной безопасности;

2.1.2 проведение разъяснительной работы среди работников объектов с целью соблюдения противопожарного режима;

2.1.3 надзор за исправным состоянием первичных средств пожаротушения и готовностью их к применению;

2.1.4 вызов пожарных команд и принятие немедленных мер к ликвидации пожара имеющимися в организации средствами пожаротушения;

2.1.5 участие членов ДПД, в случае необходимости, в боевых расчетах на пожарных автомобилях, мотопомпах и других передвижных и стационарных средствах пожаротушения.

3 Порядок организации добровольной пожарной дружины и ее работа

3.1 Численный состав добровольной пожарной дружины определяется руководителем организации.

3.2 ДПД организуются на добровольных началах из числа работников объектов в возрасте, не моложе 18 лет.

3.3 Все, поступающие в добровольную пожарную дружину, должны подать письменное заявление на начальника дружины.

Зачисление личного состава в ДПД и последующие изменения этого состава объявляются приказом по трубопроводному объекту (цеху).

3.4 Исключение из числа членов ДПД производится:

а) за нарушение противопожарного режима;

б) за невыполнение указаний начальника дружины;

в) по собственному желанию путем подачи об этом заявления начальнику дружины;

г) в случае увольнения с организации.

3.5 Комплектуются добровольные пожарные дружины таким образом, чтобы в каждой смене имелись члены дружины.

3.6 Табель боевого расчета о действиях членов ДПД в случае возникновения пожара вывешивается на видном месте.

3.7 Учебные занятия с членами ДПД проводятся по расписанию, утвержденному руководителем организации, в рабочее время (не более 4 часов в месяц).

3.8 Порядок привлечения членов добровольной пожарной дружины к несению дежурства по пожарной охране трубопроводных объектов в нерабочее время определяется руководителем организации.

4 Обязанности начальника добровольной пожарной дружины

4.1 Начальник добровольной пожарной дружины обязан:

а) осуществлять контроль за соблюдением Правил пожарной безопасности на объектах ОАО «АК «Транснефть» и инструкций по пожарной безопасности;

б) наблюдать за готовностью к действию всех имеющихся первичных средств пожаротушения и не допускать использования этих средств не по назначению;

в) вести разъяснительную работу среди работников о мерах пожарной безопасности;

г) проводить занятия с личным составом ДПД (в отдельных случаях для проведения занятий может привлекаться ведомственная пожарная охрана организации);

д) руководить работой начальников отделений ДПД и проверять готовность к действию цеховых боевых расчетов;

е) руководить тушением пожаров в организации (трубопроводном объекте) до прибытия пожарной команды;

ж) информировать руководство организации о нарушениях Правил пожарной безопасности на объектах ОАО «АК «Транснефть» и инструкций по пожарной безопасности.

4.2 Во время отсутствия в организации начальника ДПД его обязанности выполняют заместители начальника дружины каждой рабочей смены.

5 Обязанности начальника отделения добровольной пожарной дружины

5.1 Начальник отделения ДПД обязан:

а) следить за соблюдением противопожарного режима в организации и готовностью к действию средств пожаротушения во время своей смены;

б) по окончании работы смены проверить противопожарное состояние, принять меры к устранению выявленных недочетов и передать заступающему начальнику отделения добровольной пожарной дружины (при работе в несколько смен) средства пожаротушения;

в) проверить при заступлении на работу наличие членов отделения ДПД по табелю боевого расчета;

г) обеспечить явку на занятия членов ДПД отделения;

д) проверять знания всех членов ДПД отделения своих обязанностей;

е) руководить тушением пожара при его возникновении до прибытия пожарной команды или начальника ДПД.

6 Обязанности членов добровольной пожарной дружины

6.1. Члены добровольной пожарной дружины должны:

а) знать, соблюдать и требовать от других соблюдения инструкции о мерах по пожарной безопасности в подразделении и на рабочем месте;

б) знать обязанности по табелю боевого расчета и, в случае возникновения пожара, принимать активное участие в его тушении;

в) следить за готовностью к действию первичных средств пожаротушения, имеющихся в подразделении, и обо всех обнаруженных неисправностях докладывать начальнику отделения ДПД, а при возможности самостоятельно устранять эти неисправности;

г) выполнять возложенные на членов дружины обязанности, распоряжения начальника дружины (отделения) и повышать свои пожарно-технические знания путем посещения занятий, предусмотренных расписанием.

7 Содержание добровольной пожарной дружины

Все расходы по содержанию добровольной пожарной дружины производятся за счет объектов, на которых они организуются и должны включать:

— выдачу членам ДПД, входящим в состав боевых расчетов на пожарных автомобилях и мотопомпах, бесплатно, за счет объектов, комплекты одежды (костюм нефтяника утепленный, кожаные или кирзовые сапоги на срок носки, установленный для профессиональных пожарных команд, а также боевой пожарной одежды);

— надбавку за выполнение работ не связанных с основной профессией в размере до десяти процентов от оклада (по представлению начальника подразделения пожарной охраны);

— оплату труда членов ДПД за время участия их в ликвидации пожара или аварии в рабочее время, а также за дежурства (в исключительных случаях) по пожарной охране трубопроводных объектов в нерабочее время дополнительно к основной заработной плате до двадцати минимальных окладов;

— выдачу в виде поощрения лучшим членам ДПД за активную работу по предупреждению пожаров и участие в их ликвидации денежных премий ценных подарков и других видов поощрения;

— предоставление дополнительного оплачиваемого отпуска до трех дней в год членам ДПД, активно участвующим в работе по предупреждению пожаров или их ликвидации (по представлению начальника ДПД).

Источник