Вопрос-ответ

СПП "Кодекс"/"Техэксперт"

Кудинова И. Е.

Вопрос:

Необходимо разъяснение по ГОСТ 52247 «Нефть. Методы определения хлорорганических соединений». Требуется определить массовую долю хлорорганических соединений по методу В.

1. В пункте 1.1 (Область применения) указывается, что настоящий стандарт по всем трем методам (А, Б, В) устанавливает определения хлорорганических соединений в нефти свыше 1 мкг/г., а в пункте 30 (Прецизионность) указывается, что прецизионность метода установлена для содержания хлора во фракции нефти в диапазоне от 5 до 50 млнˉ¹.

Тогда от какого диапазона считать повторяемость, указанную п.30.1 ( 1,3 млн-1)? От 1 или от 5?

2. По методу (В) фракцию нефти после отгона до 204°С нужно промывать, ссылаясь на п.3.1 и п.10.2? Или не нужно промывать, ссылаясь на п.1.7 и на п.4.3?

Ответ:

1. Вы можете определять методом В ГОСТ Р 52247-2004 «Нефть. Методы определения хлорорганических соединений» содержание органически связанного хлора в диапазоне от 1 мкг/г, но проверка приемлемости результатов измерений возможна только для результатов, полученных в условиях повторяемости и воспроизводимости и находящихся в диапазоне результатов, для которого установлены значения повторяемости и воспроизводимости.

Читать весь ответ
эксперт Линии профессиональной поддержки систем «Кодекс»/ «Техэксперт»

Воронков А. Ю.

Вопрос:

В составе исполнительной документации по монтажу резервуаров горизонтальных стальных РГС-100 подрядной организацией предоставлены паспорт на резервуар и сертификат соответствия (системы добровольной сертификации) на соответствие продукции ГОСТ 17032-2010 и ТУ 5265-002-78454133-2008.

Необходима ли обязательная сертификация горизонтальных стальных резервуаров объемом 100 м³, или достаточно сертификата соответствия системы добровольной сертификации?

Если обязательная сертификация необходима, на каком основании?

В соответствии с определением, данным в статье 1 ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 N 116-ФЗ, резервуары горизонтальные стальные относятся к техническим устройствам, применяемым на опасном производственном объекте.

Ответ:

РГС подлежат подтверждению соответствия требованиям технических регламентов Таможенного союза.

Технический регламент, которому должно быть подтверждено соответствие РГС, а также форма подтверждения соответствия определяются на основании идентификации оборудования и области его применения.

Читать весь ответ
юрист, эксперт в области охраны труда,  промышленной и пожарной безопасности  ЛПП систем "Кодекс"/"Техэксперт"

Григорович И.В.

Вопрос:

Какой пункт какого нормативного документа регламентирует требования к манометрам (нанесение раб. давления) взамен ПБ 12-529-03 «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления» 5.7.7. На циферблате или на корпусе показывающих манометров должно быть обозначено значение шкалы, соответствующее максимальному рабочему давлению?

Ответ:

Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления, утвержденные постановлением Госгортехнадзора России от 18.03.2003 N 9, не применяются с 28.07.2014 на основании приказа Ростехнадзора от 15.11.2013 N 542.

Читать весь ответ
Служба поддержки пользователей систем "Кодекс"/"Техэксперт"

Галка Е. В.

Вопрос:

Рекомендованные ссылки на нормативные документы, определяющие требования к окраске запорной арматуры, штурвалов запорной арматуры и фланцевых соединений в зависимости от сред, для которых они предназначены.

Ответ:

Опознавательная окраска трубопроводов (включая соединительные части, арматуру, фасонные части и изоляцию) в зависимости от транспортируемого вещества с целью быстрого определения содержимого трубопроводов и облегчения управления производственными процессами, а также обеспечения безопасности труда, наносится в соответствии с ГОСТ 14202-69. Опознавательная окраска трубопроводной запорной арматуры осуществляется также в соответствии с ГОСТ 12.2.063-2015, ГОСТ 4666-2015 и ГОСТ Р 56001-2014.

Читать весь ответ
Служба поддержки пользователей систем "Кодекс"/"Техэксперт"

Гуров Д. М.

Вопрос:

Применимо ли понятие «степень огнестойкости» к сливо-наливным эстакадам? Если применимо, то к какой степени огнестойкости отнести сливо-наливную эстакаду?

Ответ:

В соответствии с требованиями ст.30 «Технического регламента о требованиях пожарной безопасности» здания, сооружения и пожарные отсеки по степени огнестойкости подразделяются на здания, сооружения и пожарные отсеки I, II, III, IV и V степеней огнестойкости.

Читать весь ответ
Эксперт Службы поддержки пользователей систем "Кодекс"/"Техэксперт"

Григорович И. В.

Вопрос:

ПБ 03-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов.

Какие правила действующие:

- пожарной и общей безопасности нефтеналивных станций?

- размещения промышленных трубопроводов на зданиях предприятий?

Ответ:

Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов, утвержденные постановлением Госгортехнадзора России от 10.06.2003 N 80, не применяются с 9 марта 2013 года на основании приказа Ростехнадзора от 25 января 2013 года N 28.

Читать весь ответ
эксперт Линии профессиональной поддержки систем «Кодекс»/ «Техэксперт»

Воронков А.Ю.

Вопрос:

Какие расстояния применять при экспертизе промышленной безопасности АГЗС, использующей сжиженные углеводородные газы?

На данной заправке используются подземные хранилища объемом 40 куб.метров и топливораздаточная колонка.

Так, по таблице 19 «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности (с изменениями на 29 июля 2017 года) Федеральный закон от 22.07.2008 N 123-ФЗ» расстояния до общественных зданий и сооружений определены в 30 метров, а по таблице 20, графе «Противопожарные расстояния от помещений, установок...» уже 50 метров.

То есть, получается, что таблицы противоречат сами себе.

Ответ:

Противоречий нет, так как указанные таблицы нормируют расстояние от различных объектов. Данные требования подлежат применению при определении расстояний от резервуарных установок СУГ, и к АГЗС неприменимы.

Для целей определения расстояний от оборудования АГЗС с СУГ следует руководствоваться требованиями СП 156.13130.2014.

Читать весь ответ
Эксперт Службы поддержки пользователей систем  "Кодекс"/"Техэксперт"

Кудинова И. Е.

Вопрос:

Согласно решению Коллегии Евразийской экономической комиссии от 30 июня 2017 года N 72 с 01.01.2019 должны применяться методы испытаний, ранее не принятые в Российской Федерации. В ГОСТ 32139-2013 «Нефть и нефтепродукты. Определение содержания серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии», как методы отбора проб, указаны ASTM D 4057 и ASTM D 4177, а в Решении Коллегии ЕЭК — ГОСТ 2517-2012. Какой метод отбора проб использовать?

Ответ:

Обратите внимание: для целей технических регламентов признаются необходимыми не все положения (методы) стандартов, а только те правила и методы, что указаны в решениях Комиссии ЕЭК (в соответствующих перечнях).

Читать весь ответ
эксперт в области промышленной и пожарной безопасности  Линия профессиональной поддержки пользователей систем "Кодекс"/"Техэксперт"

Воронков А.Ю.

Вопрос:

Нормативное расстояние от куста скважин до промыслового трубопровода, каким руководствоваться документом:

1) СП-34-116-97, таблица N 13, п.5 — расстояние от устья одной или куста бурящихся и эксплуатирующихся нефтяных, газовых и артезианских скважин до нефтепроводов 2 и 3 класса — 30 м,

2) ГОСТ Р 55990-2014, таблица N 6, п.4 — от отсыпки кустов бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин до нефтепроводов 2 и 3 класса — 50 м и 30 м?

Ответ:

При проектировании объектов, указанных в запросе, в целях соответствия требованиям промышленной безопасности следует руководствоваться требованиями более позднего нормативного документа — ГОСТ Р 55990-2014.

Читать весь ответ
Служба поддержки пользователей систем "Кодекс"/"Техэксперт"

Эксперт ООО «Челинформцентр»

Вопрос:

Планируется выполнение работ по разработке рабочей документации на замену коммерческого узла измерения расхода газа на газораспределительной станции.

1. Как рассчитать стоимость? Как применяется в данном случае таблица относительной стоимости?

2. Проектировщик применил коэффициент 1,2 на сейсмичность. При проектировании коммерческого узла учета газа выполняются какие-либо разовые антисейсмические мероприятия?

Ответ:

Стоимость проектирования узла учета расхода газа определяется по п.п.2.1.4, 2.1.5, 2.1.6, главы 2 СБЦ «Газооборудование и газоснабжение промышленных предприятий, зданий и сооружений (СБЦП 81-2001-14). Принимая во внимание идентичность понятий «узлы учета расхода газа» и «пункты учета расхода газа», согласно пункту 2.1.4 СБЦП 81-2001-14 стоимость проектирования отдельно стоящих пунктов учета расхода газа определяется по ценам ГРП (пункты 14-19 таблицы N 1 СБЦП 81-2001-14) с коэффициентом 0,9.

Читать весь ответ
эксперт, Служба поддержки пользователей систем "Кодекс"/"Техэксперт"

Богдашова Л.В.

Вопрос:

Нормативный документ, где указано, что подземные емкости для хранения дизельного топлива должны храниться в подземных бункерах («в стакане») для предотвращения от розлива нефтепродуктов в почву.

Ответ:

Таких обязательных требований в документах федерального уровня нет. Ни ФНП от 07.11.2016 N 461, ни СП 155.13130.2014 таких требований не устанавливают.

Существует положение в ГОСТ Р 53324-2009, касающееся ограждения подземных резервуаров (п.4.6), но это требование касается пожарной безопасности и распространяется на резервуары с нефтью и мазутом, т.е. не ваш случай.

Читать весь ответ
эксперт, Служба поддержки пользователей систем "Кодекс"/"Техэксперт"

Белянин В. А.

Вопрос:

«23 ГМПИ — филиал АО «31 ГПИСС» разрабатывает проект предприятия, предусматривающий заправку специальной транспортной техники на площадке, находящейся на территории предприятия (вне населенного пункта).

Рассматриваются технологические схемы заправки техники с использованием автотопливозаправщика (АТЗ, АТМЗ) или с использованием ПАЗС.

Согласно постановлению Правительства РФ от 25 апреля 2012 года N 390 «О противопожарном режиме» и ГОСТ 33666-2015 к выполнению операций по заправке техники нефтепродуктом допускаются АТЗМ (АТЗ), укомплектованные соответствующим оборудованием.

Однако НПБ 111-98* и СП 156.13130.2014 «Станции автомобильные заправочные. Требования пожарной безопасности» не содержат сведений, определяющих требования к площадке для заправки техники с использованием автотопливозаправщика (АТЗ, АТМЗ).

Согласно СП 156.13130.2014 при заправке техники с использованием ПАЗС места расположения площадок для установки ПАЗС вне населенного пункта должны соответствовать требованиям СП 156.13130.2014 к АЗС с надземными резервуарами с учетом Приложения Г. Требование о необходимости оборудования площадки заправки емкостью аварийного слива отсутствует.

Необходимо уточнить требования к площадке для заправки техники предприятия:

  • с использованием АТЗ (АТМЗ);
  • с использованием ПАЗС (вне населенного пункта и традиционных АЗС), в том числе необходимость предусматривать на площадках емкость аварийного слива, превышающую на 10% емкость цистерны АТЗ (АТЗМ), ПАЗС.

Ответ:

Автозаправочная станция (АЗС) — предназначена для приема, хранения моторного топлива и заправки им наземных транспортных средств.

Читать весь ответ
эксперт Линии профессиональной поддержки систем «Кодекс»/ «Техэксперт»

Воронков А. Ю.

Вопрос:

В каком документе указана спецификация окраски мазутных резервуаров? Какими свойствами должна обладать краска по горючести, токсичности, воспламеняемости для окраски резервуаров, содержащих нефть и нефтепродукты (объем резервуаров 5000м — 4 шт.)?

Ответ:

Положения законодательства в области пожарной безопасности в части регламентации показателей пожарной опасности (включая горючесть, токсичность, воспламеняемость) и областей применения лакокрасочных материалов распространяются только на пути эвакуации и зальные помещения зданий и сооружений.

Нормативные документы федерального уровня устанавливают лишь самые общие требования к окраске РВС и к подготовке их поверхностей к окраске. Конкретные требования в указанной области определены ведомственными нормативными документами.

Читать весь ответ
независимый эксперт, специалист по охране труда Линия поддержки «Кодекс»/ «Техэксперт»

Тихомирова Л. А.

Вопрос:

Ранее в «Правилах безопасности в газовом хозяйстве металлургических и коксохимических производств» ПБ 11-401-01 в главе 2 (пп.2.1 и 2.2) были указаны требования по качеству горючих технологических газов (доменный, коксовый, конвертерный и др.) при их использовании в качестве топлива. Теперь в новых «Правилах безопасности при получении, транспортировании, использовании расплавов черных и цветных металлов и сплавов на основе этих расплавов» подобных требований нет.

Необходимо разъяснить, есть ли в действующих нормативных документах (нормы, правила и т.п.) подобные и/или аналогичные требования по качеству горючих технологических газов при их использовании в качестве топлива?

При положительном ответе необходимо указать наименование и номера таких документов, а если в настоящее время такие и/или подобные требования отсутствуют, то просим разъяснить, чем следует руководствоваться при выборе газоочистных аппаратов после доменных печей, конвертеров, дуговых сталеплавильных электропечей, ферросплавных печей и др.

Ответ:

Соответствующие требования содержатся в п.п.919, 1814 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности при получении, транспортировании, использовании расплавов черных и цветных металлов и сплавов на основе этих расплавов», утв. приказом Ростехнадзора от 30.12.2013 N 656.

Читать весь ответ
эксперт Линии профессиональной поддержки систем «Кодекс»/ «Техэксперт»

Воронков А. Ю.

Вопрос:

П.4.2.2 ГОСТ 34011-2016 гласит: «В состав узла редуцирования должны входить:

  • редукционная арматура (регулятор давления газа, регулятор-монитор);
  • предохранительная и отключающая арматура.»

В то же время ГОСТ Р 56019-2014 гласит: «п.8.3.2 При проектировании систем защиты от повышенного давления следует применять технические устройства:

  • без сброса газа — регулятор-монитор и ЗОК;
  • со сбросом газа — ПК.».

П.8.3.5: «ЗОК (отдельно или совместно с регулятором-монитором) следует применять в сетях газораспределения на конечных потребителей, когда ниже по потоку не предусмотрена установка защитной арматуры.».

Получается разночтение: согласно ГОСТ Р 54019 установка ЗОК необязательна, если на линии редуцирования установлено техническое устройство без сброса газа совместно с ПК, в то время как ГОСТ 34011 требует установку и предохранительной, и отключающей арматуры.

Требованиями какого стандарта руководствоваться в данном случае?

Ответ:

Нормативных противоречий не усматривается, так как наличие отключающей арматуры (отсечных клапанов) регламентируется обоими национальными стандартами.

Читать весь ответ
эксперт Линии профессиональной поддержки систем «Кодекс»/ «Техэксперт»

Тихомирова Л. А.

Вопрос:

Организация наряду с действующим производством (нефтеперерабатывающий завод) осуществляет инвестиционную деятельность, а именно строительство последующих очередей. В частности, в текущий момент по проектной документации генерального проектировщика выполняется строительство установки по переработке прямогонных бензиновых фракций.

Можно ли заказать разработку технологических регламентов для будущей эксплуатации у иной подрядной организации и тех. регламенты ее авторства обязаны ли мы согласовать с Ген.проектировщиком?

Если да, то на основании каких законодательных требований?

Ответ:

Во-первых, необходимо исходить из условий договора, заключенного с генпроектировщиком (во избежание нарушений авторских прав).

Отметим при этом, что право и необходимость осуществления авторского надзора закрепляется рядом нормативных правовых актов.

Читать весь ответ
эксперт Линии профессиональной поддержки систем «Кодекс»/ «Техэксперт»

Тхай В.С.

Вопрос:

Из Технического регламента «О безопасности сетей газораспределения и газопотребления»:

«...пункт учета газа» — технологическое устройство, предназначенное для учета расхода природного газа в сетях газораспределения и газопотребления;

«техническое устройство» — составная часть сети газораспределения и сети газопотребления (арматура трубопроводная, компенсаторы (линзовые, сильфонные), конденсатосборники, гидрозатворы, электроизолирующие соединения, регуляторы давления, фильтры, узлы учета газа, средства электрохимической защиты от коррозии, горелки, средства телемеханики и автоматики управления технологическими процессами транспортирования природного газа, контрольно-измерительные приборы, средства автоматики безопасности и настройки параметров сжигания газа) и иные составные части сети газораспределения и сети газопотребления;

«технологическое устройство» — комплекс технических устройств, соединенных газопроводами, обеспечивающий получение заданных параметров сети газораспределения и сети газопотребления, определенных проектной документацией и условиями эксплуатации, включающий в том числе газорегуляторные пункты, газорегуляторные пункты блочные, газорегуляторные пункты шкафные, газорегуляторные установки и пункты учета газа;

Из ГОСТ Р 53865-2010 «Системы газораспределительные. Термины и определения» «...15 узел учета газа: Комплект средств измерений и устройств, обеспечивающий учет объема газа, а также контроль и регистрацию его параметров.

16 прибор учета газа: Средство измерения, используемое для определения объема газа, перемещенного через контролируемую точку сети газораспределения [газопотребления].

Из вышеуказанного, стоит ли при соотношении определений двух этих документов понимать, что в определении «технического устройства» данного в ТР «О безопасности сетей газораспределения и газопотребления» под термином «узел учета газа» следует понимать термин «прибор учета газа», а термины «пункт учета газа» (ТР «О безопасности сетей газораспределения и газопотребления») и «узел учета газа» (ГОСТ Р 53865-2010 «Системы газораспределительные. Термины и определения») считать равнозначными?

Если же это не так и пункт учета и узел учета — понятия разные, то хотелось бы знать, наличием / отсутствием каких признаков они отличаются?

Ответ:

Да, пункт, узел и прибор учета газа — понятия разные. В соответствии с определением терминов: «Пункт» — «место, предназначенное для чего-либо...», например, наблюдательный пункт, в котором размещено что-либо, а «узел (техн.) — совокупность функционально связанных технических устройств и др.», таким образом, технические устройства узла(-ов) размещаются в помещении наблюдательного пункта (пункт, узел // Большой Российский Энциклопедический словарь (БРЭС). 2003. с.1270, 1626).

Читать весь ответ
эксперт в области промышленной и пожарной безопасности Линия профессиональной поддержки пользователей систем «Кодекс»/ «Техэксперт»

Воронков А.Ю.

Вопрос:

Необходимо разъяснить положения ГОСТ Р 55990-2014 «Промысловые трубопроводы», касающиеся определения границ промысловых трубопроводов.

— Согласно п.1.2.2 промысловыми являются выкидные трубопроводы от скважин до замерных установок, а согласно п.1.3.4 ГОСТ не распространяется на трубопроводы обвязки кустов скважин. Где проходит граница промыслового трубопровода и технологических трубопроводов?

— Если на кусте нет замерной установки, замер дебита каждой скважины производится индивидуальным счетчиком на каждой скважине, выкидные трубопроводы объединяются в нефтегазосборный трубопровод на кусте скважин (подземная гребенка), а на подключении к общей системе нефтесбора стоит отключающая арматура, в связи с чем возникают следующие вопросы:

  1. Границы промысловых трубопроводов;
  2. Надо ли ставить дополнительную отключающую арматуру на общем нефтегазосборном трубопроводе на выходе с куста скважин (на каждой скважине перед врезкой в нефтегазосборный трубопровод стоит отключающая задвижка) или достаточно отключающей задвижки на подключении к системе сбора?

Ответ:

Границей промыслового трубопровода будет являться отключающая арматура, расположенная перед замерной установкой.

В данном случае достаточно установки запорной арматуры на каждой скважине перед врезкой в нефтегазосборный трубопровод и отключающей задвижки на подключении к системе сбора (на входе трубопровода в ПС).

Читать весь ответ
эксперт в области промышленной и пожарной безопасности Линия профессиональной поддержки пользователей систем «Кодекс»/ «Техэксперт»

Воронков А.Ю.

Вопрос:

На промышленной площадке (открытый воздух) на наружном газопроводе высокого давления устанавливается запорная арматура с электроприводом.

Должен ли быть привод во взрывозащищенном исполнении?

Ответ:

Электропривод запорной арматуры, устанавливаемой на наружном газопроводе высокого давления, должен быть во взрывозащищенном исполнении.

Читать весь ответ
эксперт в области промышленной  безопасности и охраны труда  Линия профессиональной поддержки пользователей систем «Кодекс»/ «Техэксперт»

Туробинский А.В.

Вопрос:

В течение какого периода разрешено эксплуатировать трубопроводы с установленными хомутами?

Ответ:

Согласно Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ред. от 12.01.2015): Раздел XXXII. Требования к эксплуатации объектов сбора, подготовки, хранения и транспорта нефти и газа.

Читать весь ответ
эксперт в области промышленной  безопасности и охраны труда  Линия профессиональной поддержки пользователей систем «Кодекс»/ «Техэксперт»

Туробинский А.В.

Вопрос:

Нормативный документ, по которому разрабатывается эксплуатационный паспорт на технологический и промысловый трубопровод. Должна ли измеряться протяженность трубопровода при составлении данного паспорта? Кто может разрабатывать паспорт?

Ответ:

1. В соответствии с ГОСТ 32569-2013 «Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожароопасных и химически опасных производствах»:

Читать весь ответ
Линия профессиональной поддержки пользователей систем "Кодекс"/"Техэксперт"

Чернова О.В.

Вопрос:

Подскажите, после утверждения и согласования ПЛАРНа всеми инстанциями в какой срок нужно ввести его в действие путем проведения комплексного учения?

Ответ:

Постановлением Правительства РФ от 15.04.2002 N 240 утверждены Правила организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации.

Читать весь ответ
эксперт в области охраны труда Линия профессиональной поддержки пользователей систем "Кодекс"/"Техэксперт"

Самойленко А.В.

Вопрос:

Требуется ли разработка раздела ГОЧС при проектировании газопровода ср.д. Ду225 до шкафа (пункт учета газа) и далее к асфальто-бетонному заводу?

Ответ:

В соответствии с частью 14 статьи 48 Градостроительного кодекса РФ проектная документация объектов использования атомной энергии (в том числе ядерных установок, пунктов хранения ядерных материалов и радиоактивных веществ, пунктов хранения радиоактивных отходов), опасных производственных объектов, определяемых в соответствии с законодательством Российской Федерации, особо опасных, технически сложных, уникальных объектов, объектов обороны и безопасности также должна содержать перечень мероприятий по гражданской обороне, мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера, мероприятий по противодействию терроризму.

Читать весь ответ
эксперт в области промышленной и пожарной безопасности  Линия профессиональной поддержки пользователей систем "Кодекс"/"Техэксперт"

Воронков А.Ю.

Вопрос:

1. Учитывая, что в Постановлении Совета Министров — Правительства Российской Федерации от 01.03.1993 N 178 отсутствует упоминание, касающееся радиуса действия ЛСО на объектах Единой системы газоснабжения, как определить зону действия в данном случае?

2. Как быть в случае магистрального газопровода, который согласно п.4 Приложения 2 к 116-ФЗ относится ко II классу опасности, а его протяженность около 100 км (между компрессорными станциями)?

Ответ:

Радиус зоны действия ЛСО на объектах Единой системы газоснабжения (ОПО I и II классов опасности) составляет 2,5 км (как для объектов, относящихся к потенциально опасным объектам с наличием химически опасных веществ).

Участки магистральных газопроводов, относящиеся к ОПО I или II классов опасности, подлежат оборудованию ЛСО, которая представляет собой организационно-техническое объединение дежурно-диспетчерских служб предприятия, специальной аппаратуры управления и средств оповещения, а также линий связи, обеспечивающих передачу сигналов оповещения до персонала объекта и населения в зоне ответственности локальной системы оповещения данного объекта.

Читать весь ответ
ээксперт в области промышленной  безопасности и охраны труда  Линия профессиональной поддержки пользователей систем «Кодекс»/ «Техэксперт»

Туробинский А.В.

Вопрос:

Какие виды соединений допустимы на технологических трубопроводах категории I-А(а), II-А(б)? Макс. давление 2 МПа. Сварка и фланцы шип-паз? Допустимы ли CLAMP (DIN 32676)?

В ГОСТ 32569-2013 п.6.2.13: «Кроме фланцевых соединений, можно применять другие виды разъемных соединений (согласно п.31.24)». Пункта и литературы библиографии с таким номером там нет.

Ответ:

1. Согласно ГОСТ 32569-2013 «Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожароопасных и химически опасных производствах» все виды соединений оговорены в:

Раздел 6. Требования к конструкции трубопроводов:

  • Подраздел 6.2. Фланцевые и другие соединения.
  • В пункте 6.2.13. (вместо п.31.24). необходимо читать п.3.24, который определяет термин — «разъёмное соединение».
Читать весь ответ
эксперт в области промышленной и пожарной безопасности  Линия профессиональной поддержки пользователей систем "Кодекс"/"Техэксперт"

Воронков А.Ю.

Вопрос:

Как должно быть выполнено освещение для маслосклада? Должны ли быть освещение и выключатели взрывозащищенными? Если да, то какой класс взрывозащиты должен быть у оборудования? Какими документами надо руководствоваться для выбора оборудования?

Ответ:

Выбор электрооборудования зависит от класса зоны, к которому относится такое помещение. При отнесении зоны помещения склада масел к пожароопасной зоне (класс П-I) применение взрывозащищенного электрооборудования не требуется. При выборе электроустановок в этом случае следует руководствоваться положениями табл.4 и 5 ФЗ N 123 и Правил устройства электроустановок (глава 7.4).

Читать весь ответ
эксперт в области промышленной и пожарной безопасности  Линия профессиональной поддержки пользователей систем "Кодекс"/"Техэксперт"

Воронков А.Ю.

Вопрос:

СП 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы» регламентирует минимально допустимые расстояния от оси газопроводов до автомобильных дорог, параллельно которым прокладывается трубопровод (см. таблицу 4 СП 36.13330.2012). Возможны ли отступления от данных нормативов помимо указанных в примечании к таблице 4 (примечание 4)? В случае нарушения минимального расстояния какие могут быть последствия для автомобильной дороги?

Ответ:

При несоблюдении минимально допустимых расстояний возможная аварийная ситуация на магистральном газопроводе может повлечь различные неблагоприятные последствия.

Отступление от требований СП 36.13330 возможно путем разработки специальных технических условий и связанных с ними мероприятий, компенсирующих отступления.

Читать весь ответ
независимый эксперт, специалист по охране труда   эксперт Линии профессиональной поддержки

Тхай В.С.

Вопрос:

Из Технического регламента «О безопасности сетей газораспределения и газопотребления»:

«...пункт учета газа» — технологическое устройство, предназначенное для учета расхода природного газа в сетях газораспределения и газопотребления;

«техническое устройство» — составная часть сети газораспределения и сети газопотребления (арматура трубопроводная, компенсаторы (линзовые, сильфонные), конденсатосборники, гидрозатворы, электроизолирующие соединения, регуляторы давления, фильтры, узлы учета газа, средства электрохимической защиты от коррозии, горелки, средства телемеханики и автоматики управления технологическими процессами транспортирования природного газа, контрольно-измерительные приборы, средства автоматики безопасности и настройки параметров сжигания газа) и иные составные части сети газораспределения и сети газопотребления;

«технологическое устройство» — комплекс технических устройств, соединенных газопроводами, обеспечивающий получение заданных параметров сети газораспределения и сети газопотребления, определенных проектной документацией и условиями эксплуатации, включающий в том числе газорегуляторные пункты, газорегуляторные пункты блочные, газорегуляторные пункты шкафные, газорегуляторные установки и пункты учета газа.

«Из ГОСТ Р 53865-2010 «Системы газораспределительные. Термины и определения»

«...15 узел учета газа: Комплект средств измерений и устройств, обеспечивающий учет объема газа, а также контроль и регистрацию его параметров.

16 прибор учета газа: Средство измерения, используемое для определения объема газа, перемещенного через контролируемую точку сети газораспределения [газопотребления]».

Из вышеуказанного, стоит ли при соотношении определений двух этих документов понимать, что в определении «технического устройства», данном в ТР «О безопасности сетей газораспределения и газопотребления», под термином «узел учета газа» следует понимать термин «прибор учета газа», а термины «пункт учета газа» (ТР «О безопасности сетей газораспределения и газопотребления») и «узел учета газа» (ГОСТ Р 53865-2010 «Системы газораспределительные. Термины и определения») считать равнозначными?

Если же это не так и пункт учета и узел учета — понятия разные, то хотелось бы знать, наличием/отсутствием каких признаков они отличаются?

Ответ:

Пункт, узел и прибор учета газа — понятия разные. В соответствии с определением терминов: «Пункт» — «место, предназначенное для чего-либо...», например, наблюдательный пункт, в котором размещено что-либо, а «узел (техн.) — совокупность функционально связанных технических устройств и др.», таким образом, технические устройства узла(-ов) размещаются в помещении наблюдательного пункта (Пункт, Узел // Большой Российский Энциклопедический словарь (БРЭС). 2003. с.1270, 1626).

Читать весь ответ
независимый эксперт, специалист по охране труда

Тихомирова Л.А.

Вопрос:

Приказом Ростехнадзора от 30.11.2017 N 515 утверждены Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасной эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов» (далее — Правила). Дата вступления в силу указанных Правил — 21.03.2018 года, в связи с чем появляются следующие вопросы и противоречия:

1. В Правилах использован термин внутрипромысловые трубопроводы (далее — ВПТ), и согласно п.6а к ВПТ относятся «выкидные трубопроводы от нефтяных скважин для транспортирования продуктов скважин до замерных установок, в том числе расположенные на кустовых площадках скважин», т.е. теперь промысловый трубопровод доходит до скважин. В связи с чем возникает вопрос: следует ли теперь оборудование и все ВПТ на кустовой площадке растаскивать на расстояния, допустимые для промысловых трубопроводов согласно СП 34-116-97, ГОСТ Р 55990-2014, ГОСТ 34068-2017?

2. В случае, если подтверждается необходимость проектирования ВПТ на территории кустовой площадки по нормам промыслового трубопровода, возникает противоречие с п.6.1.5 СП 231.1311500.2015 (включённого в перечень обязательных к применению документов согласно 384-ФЗ).

3. Какова приоритетность требований Правил относительно других действующих документов? Например, в Правилах приведен допуск проведения испытаний трубопровода на прочность и герметичность пневматическим способом, тогда как согласно СП 34-116-97, ГОСТ Р 55990-2014, ГОСТ 34068-2017 есть участки, где пневматическое испытание запрещено применять (в основном участки категории В)?

4. С вводом Правил допускается ли применять при проектирования Правила РД 39-132? Например, в Правилах отсутствуют ограничения по использованию ГОСТ 20295 которые приведены в РД 39-132.

5. Каков смысл (эффект) доведения ВПТ до скважин кустовой площадки?

Ответ:

По вопросу соотношения Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасной эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов», утв. приказом Ростехнадзора от 30.11.2017 N 515 (далее — ФНП N 515), и СП 231.1311500.2015. «Обустройство нефтяных и газовых месторождений. Требования пожарной безопасности» сообщаем следующее. ФНП N 515 содержат требования в области промышленной безопасности и в силу ст.3 Федерального закона от 21.07.1997 N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» являются обязательными для исполнения.

Читать весь ответ
независимый эксперт, специалист по охране труда

Гридасов П.В.

Вопрос:

На основании каких нормативных актов оператор газовой котельной, кроме прохождения ежегодной проверки знаний, должен ежегодно получать допуск к работам повышенной опасности? Какие документы на предприятии должны быть при этом оформлены?

Ответ:

Дополнительные требования по подготовке работников, эксплуатирующих тепловые энергоустановки, распространяются только на оперативный, оперативно-ремонтный персонал, оперативных руководителей организаций (в соответствии с п.п.2.3.52-2.3.55 «Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок», утв. приказом Минэнерго РФ от 24.03.2003 N 115). Объем подготовки приведен в п.2.3.54 указанных Правил:

Читать весь ответ
юрист, эксперт в области охраны труда,  промышленной и пожарной безопасности  Линия профессиональной поддержки пользователей систем "Кодекс"/"Техэксперт"

Григорович И.В.

Вопрос:

Наше общество эксплуатирует опасные производственные объекты, в состав которых входит резервуарный парк для нефти. Для контроля качества нефти функционируют лаборатории в отдельных зданиях.

Здания находятся:

первое — на огороженной территории резервуарного парка;

второе — на расстоянии около 1,5-2 км от территории резервуарного парка в технологической зоне осуществления налива нефти.

При проведении проверки инспектором Ростехнадзора выписано предписание к системе вентиляции лабораторий (первой и второй) в части невыполнения п.3.5.8 «Правил промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов» приказа от 07.11.2016 N 461. Прошу вас разъяснить применимость указанного пункта «Правил промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов» к описанной ситуации и зданию лаборатории в целом?

Ответ:

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов» утверждены приказом Ростехнадзора от 07.11.2016 N 461.

Читать весь ответ
эксперт в области промышленной и пожарной безопасности  Линия профессиональной поддержки пользователей систем "Кодекс"/"Техэксперт"

Воронков А.Ю.

Вопрос:

В постановлении Правительства РФ N 269 от 07.03.2017 г. «Об утверждении перечня случаев, при которых для строительства, реконструкции линейного объекта не требуется подготовка документации по планировке территории» в п.1, подпункте «в» указано: газопроводы с проектным рабочим давлением не более 0,6 МПа, когда протяженность от существующих сетей газоснабжения до точки подключения, измеряемая по прямой линии (наименьшее расстояние), составляет не более 500 метров в сельской местности и не более 300 метров в границах городских поселений.

Что в данном случае подразумевается под фразой «до точки подключения», если, как правило, точка подключения — это место, куда осуществляется врезка?

Ответ:

В данном случае под точкой подключения понимается место технологического присоединения сети газопотребления объекта капитального строительства к газопроводу-вводу, который подключается к существующему распределительному газопроводу.

Читать весь ответ
эксперт в области промышленной и пожарной безопасности  Линия профессиональной поддержки пользователей систем "Кодекс"/"Техэксперт"

Воронков А.Ю.

Вопрос:

Проектируется промысловый конденсатопровод нестабильного конденсата по ГОСТ Р 55990-2014.

Распространяется ли на него требование таблицы 2.5.40 ПУЭ в части минимального сближения 1000 м до ВЛ?

Относится ли в данном случае конденсатопровод к трубопроводу сжиженного углеводородного газа?

Ответ:

Требования табл.2.5.40 ПУЭ к трубопроводам нестабильного конденсата применимы, в связи с чем в данном случае применяются положения, аналогичные условиям прокладки трубопроводов сжиженного углеводородного газа.

Читать весь ответ
эксперт в области пожарной безопасности

Белянин В.А.

Вопрос:

Имеется действующий резервуар мазутохранилища. Вокруг резервуара выполнено обвалование. Предполагается, что около резервуара будут вестись строительные работы и обвалование будет заменено на шпунтовое ограждение. На какую нормативную базу ориентироваться в части расстояния от действующего резервуара до границы ведения работ?

Ответ:

В настоящий момент требования к ограждениям резервуаров для хранения горючих и легковоспламеняющихся жидкостей установлены ГОСТ Р 53324-2009 «Ограждения резервуаров. Требования пожарной безопасности», СП 155.13130.2014 «Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности» (ред. от 09.03.2017).

Читать весь ответ
консультант по вопросам технического  регулирования и стандартизации   Линия профессиональной поддержки пользователей систем "Кодекс"/"Техэксперт"

Кудинова И.Е.

Вопрос:

В ГОСТ 33335-2015 «Нефть и нефтепродукты. Руководство по использованию таблиц измерения параметров» ссылаются на таблицы по измерению параметров нефти и нефтепродуктов. Самих таблиц нет.

Подскажите, где можно приобрести данные таблицы?

Ответ:

ГОСТ 33335-2015 «Нефть и нефтепродукты. Руководство по использованию таблиц измерения параметров» идентичен ASTM D 1250-08 (2013) Standard guide for use of the petroleum measurement tables (Стандартное руководство по использованию таблиц измерения нефти), поэтому он ссылается на стандарты API и ASTM.

Читать весь ответ
Эксперт Линии Профессиональной Поддержки

Мандрик Е.А.

Вопрос:

Прошу разъяснить требования пунктов:

Согласно пункта 938 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 года N 101 «при работе в местах, где возможно образование концентрации вредных газов, паров и пыли в воздухе выше допустимых санитарных норм, работники должны обеспечиваться соответствующими СИЗОД. Типы СИЗОД на каждом опасном производственном объекте с учетом его специфики должны быть обоснованы и представлены в проектной документации».

Обоснование необходимости применения СИЗОД должно быть представлено в проектной документации владельца ОПО? Как произвести расчет необходимого количества, если организация не владелец ОПО, а производит работ по договору?

Согласно пункта 945 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 года N 101 «На каждом опасном производственном объекте должен быть аварийный запас СИЗОД соответствующих типов и марок. Количество фильтрующих аварийных противогазов для каждого объекта комплектуется из расчета 3-5 комплектов соответствующих марок. В каждом комплекте должен быть набор шлем-масок всех размеров. Количество шланговых аварийных противогазов должно быть не менее двух единиц, укомплектованных согласно паспорту изготовителя.»

Данное требование относится к владельцу ОПО или любому предприятию работающему на ОПО (по договору)?

Ответ:

1. Согласно пункту 1 статьи 2 Федерального закона от 21.07.1997 N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (далее — Федеральный закон N 116-ФЗ), опасные производственные объекты (далее — ОПО) — это предприятия или их цехи, участки, площадки, а также иные производственные объекты, указанные в Приложении 1 к Федеральному закону N 116-ФЗ.

Читать весь ответ
Календарь мероприятий для нефтегазовой отрасли
Попробовать бесплатно Приобрести систему