Соответственно, установка одной дублирующей задвижки на 3 запорных устройства 3-х резервуаров не соответствует требованию п.107.

Федеральный закон № 116-ФЗ от 21.07.1997 в подобной ситуации (отступление от требования ФНП) предписывает необходимость разработки обоснования безопасности, которое в свою очередь, подлежит экспертизе промышленной безопасности (ч.4 ст.3).

Если вопрос о таких узлах ВТУ, то каких-либо требований, касающихся необходимости задвижек, ни в ГОСТ Р 55990, ни в СП 284 нет. Более того, в п.9.2.1 ГОСТ Р 55990, устанавливающем случаи необходимости запорной арматуры, уточняется:

«При наличии в пределах этих расстояний устройств для приема и пуска ВТУ дополнительная установка запорной арматуры не является обязательной;».

Аналогичное положение есть и в п.9.2.1 СП 284.

Что касается нефтепровода, идущего в обход узла пуска и приема ВТУ, то и в ГОСТ Р, и в СП установлено одно общее требование: установку запорной арматуры необходимо предусматривать в начале каждого ответвления на расстоянии, допускающем установку монтажного узла, его ремонт и безопасную эксплуатацию (п.9.2.1). При этом о дистанционном управлении речь не идет, т. е. просто запорная арматура.

В отношении насосной станции следует учитывать определение ДНС в ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование:

«3.13 дожимная насосная станция: Сооружение системы сбора, предназначенное для транспортирования нефтегазоводяной смеси до сооружений подготовки нефти и газа».

Если указанная вами промежуточная НС выполняет такую функцию, то она является дожимной. В нормативных документах нет понятия «промежуточная насосная станция», есть ДНС и просто НС. Если указанная вами станция не явл. ДНС, то это просто НС. На нее требование п.9.2.2 не распространяется.

В обязательных ФНП № 534 установлено общее требование, что на ОПО должно быть обеспечено функционирование приборов, систем контроля, автоматического и дистанционного управления и регулирования технологическими процессами, сигнализации и противоаварийной автоматической защиты, системы наблюдения, оповещения, связи и поддержки действий в случае аварии или инцидента (п.26). Соответственно, принимаемые решения должны быть направлены на выполнение этого требования.

Богдашова Людмила Викторовна

— Вариант 1. При наличии в смеси различных компонентов, группу среды относят к наиболее ответственной по самому «опасному» компоненту. Например, при наличии в смеси компонентов А, Б, В независимо от количества группу среды принимаем А;

— Вариант 2. Формулировка п.5.6 в этом варианте предоставляет некоторые «послабления»: при наличии в смеси компонентов групп А, Б, В и при условии, что компонент, к примеру, В находится в таких количествах, что его содержание превышает среднюю смертельную концентрацию в воздухе (а содержание компонентов А и Б незначительно), то согласно п.5.6 проектная организация может принять менее ответственную группу среды — в нашем примере В.

Обоснование:

Формулировка п.5.6 в полной мере применима для транспортирования газообразных сред.

Для жидких сред нужно рассчитывать, сколько вещества может пролиться, какое количество испарится и какая при этом образуется концентрация в воздухе. Все эти расчеты могут быть выполнены с достаточно большой погрешностью в ту или иную сторону, поэтому для жидких сред данные условия следует применять ограниченно или не применять вовсе.

Обоснование:

В настоящее время положение п.10.10 СП 155.13130.2014 утратило силу, следовательно, не является обязательным для исполнения при проектировании железнодорожных сливоналивных эстакад и обеспечения требуемых пределов огнестойкости их конструкций.

На сегодняшний день в актуальных нормативных документах по пожарной безопасности степень огнестойкости сливоналивных эстакад не регламентируется.

В то же время согласно п.2.40 ВУП СНЭ-87 «Ведомственные указания по проектированию железнодорожных сливо-наливных эстакад легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и сжиженных углеводородных газов», несущие конструкции сливо-наливных эстакад, лотки должны быть выполнены из несгораемых материалов с пределом огнестойкости не менее: для колонн — 2 часа, балок и ригелей — 1 час. При этом ВУП СНЭ-87 не включены ни в один из перечней документов в области стандартизации, в результате применения которых на обязательной либо на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований технических регламентов, следовательно, они могут применяться только в части, не противоречащей положениям технических регламентов и документов в области стандартизации. В этой связи вопрос о применении положений ВУП СНЭ-87 к конкретной ситуации разрешается по усмотрению проектной или эксплуатирующей организации.

Вместе с тем сливоналивные эстакады относятся к сооружениям (см. п.23 ч.2 ст.2 ФЗ № 384 от 30.12.2009; п.3.21 СП 155.13130.2014).

Согласно п.6.10.5.1 СП 4.13130.2013, производственные и складские здания, сооружения, размещаемые в производственной зоне и зоне сырьевых и товарных складов (парков), должны быть I или II степени огнестойкости классов конструктивной пожарной опасности С0 или С1.

В соответствии с табл.21 ФЗ № 123 от 22.07.2008, II степени огнестойкости сооружений соответствует предел огнестойкости несущих стен, колонн и другие несущих элементов не менее R 90 (1,5 часа).

Если исходить из требования п.6.10.5.1 СП 4.13130, то требования к пределам огнестойкости конструкций сливоналивных железнодорожных эстакад для указанных условий нормируются.

Таким образом, вопрос обеспечения пределов огнестойкости конструкций сливоналивных железнодорожных эстакад следует разрешать с учетом изложенного.

Обоснование и пояснение:

Главы XXXVI-XLI Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утв. Приказом Ростехнадзора от 15.12.2020 № 534, устанавливают требования при ремонте и реконструкции скважин. В частности, требования к подготовительным и монтажным работам по ремонту и реконструкции скважин — глава XXXVI. Требования по расстояниям от подъемных агрегатов до буровых установок там не определены. Таким образом, такие расстояния следует установить в каждом конкретном случае. В соответствии с п.527 главы XXVIII указанных ФНП в целях обеспечения промышленной безопасности при совмещении во времени различных по характеру работ (бурение, освоение, эксплуатация, монтаж нефтегазодобывающего оборудования и других работах) пользователь недр (заказчик) или его представитель разрабатывает и утверждает положение о порядке организации безопасного производства работ. Эти мероприятия обязательны к выполнению всеми участниками производственного процесса. ТКРС в данном контексте следует рассматривать как «другие работы». Прямого запрета на освоение скважины, находящейся в опасной зоне вблизи буровой установки в указанных ФНП, нет, так же как и нет конкретного определения «опасной зоны» (например, см. пункт 534). При этом следует учитывать отдельные пункты указанных ФНП (532, 533, 534, 539 и др.) для комплексного понимания ситуации на кустовой площадке.

Дополнительно необходимо также иметь в виду Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасного ведения газоопасных, огневых и ремонтных работ», утв. Приказом Ростехнадзора от 15.12.2020 № 528. В последнем абзаце пункта 4 указанных ФНП сказано, что они не распространяются на проведение газоопасных, огневых и ремонтных работ на опасных производственных объектах бурения и добычи нефти, газа и газового конденсата, обустройства месторождений нефти, газа и газового конденсата, при условии установления требований к организации и безопасному ведению газоопасных, огневых и ремонтных работ в нормативных правовых актах в области промышленной безопасности для этих объектов (т.е. ФНП № 534), а при их отсутствии — в согласованных с профессиональной аварийно-спасательной службой (формированием) документах эксплуатирующей организации (стандартах, инструкциях, положениях, технологических картах), разработанных с учетом требований настоящих Правил и условий эксплуатации опасных производственных объектов.

ГОСТ Р 71146-2023 — документ национальной системы стандартизации РФ, а РТМ 26-02-67-84 — отраслевой документ не существующего в настоящее время государства.

В разных областях деятельности руководствуются разными нормативными актами, но, как правило, в них установлено требование применять документы национальной системы стандартизации. Например, в п.10 ст.4 Федерального закона № 223-ФЗ «О закупках товаров, работ, услуг отдельными видами юридических лиц» установлено, что если заказчиком в документации о закупке не используются установленные в соответствии с законодательством РФ о техническом регулировании и законодательством РФ о стандартизации требования к безопасности, качеству, техническим характеристикам, функциональным характеристикам (потребительским свойствам) товара, работы, услуги, к размерам, упаковке, отгрузке товара, результатам работы, то в документации о закупке должно содержаться обоснование необходимости использования иных требований, связанных с определением соответствия поставляемого товара, выполняемой работы, оказываемой услуги потребностям заказчика. Следовательно, применение РТМ 26-02-67-84 вместо ГОСТ Р 71146-2023 необходимо будет обосновать, а это будет непросто, поскольку документы очень близки по содержанию, но статусы их существенно различаются.

Можно заключить, что с 30.06.2024 применение РТМ 26-02-67-84 будет практически невозможно и без официальной отмены документа.

В соответствии с п.7.1.1 ГОСТ Р 1.8-2011 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты межгосударственные. Правила проведения в Российской Федерации работ по разработке, применению, обновлению и прекращению применения» не допускается разработка нового национального стандарта РФ на объект и аспект стандартизации, на которые распространяется действующий в РФ межгосударственный стандарт. В этом случае необходимо проводить работы по обновлению данного межгосударственного стандарта путем его пересмотра или внесения в него изменения. Только в случае, когда такое обновление межгосударственного стандарта не получило поддержку национальных органов других государств, применяющих данный стандарт, допускается оформление вместо межгосударственного стандарта нового национального стандарта РФ. Следовательно, проект ГОСТ Р 71075-2023 разрабатывался для применения на территории РФ вместо ГОСТ 13862-90 в связи с нежеланием других государств, применяющих ГОСТ 13862-90, перерабатывать этот стандарт.

В сведениях о национальном стандарте не может быть указано, что он разработан взамен межгосударственного стандарта, поскольку только МГС (Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации) вправе заменять или отменять межгосударственные стандарты.

Применение на территории РФ ГОСТ 13862-90 не было прекращено в связи с введением в действие ГОСТ Р 71075-2023, следовательно, объекты и аспекты стандартизации ГОСТ Р 71075-2023 и ГОСТ 13862-90 различаются. Федеральным законом «О стандартизации в Российской Федерации» установлен принцип добровольности применения национальных стандартов (и действующих в этом качестве межгосударственных стандартов), поэтому каждая организация вправе выбрать для применения наиболее подходящий для нее стандарт. Если организация взаимодействует с организациями других государств, применяющих ГОСТ 13862-90, то для нее может быть предпочтительным применение ГОСТ 13862-90. Другие организации могут выбрать для применения ГОСТ Р 71075-2023 как более современный стандарт, устанавливающий к тому же меньшее, чем ГОСТ 13862-90, количество типовых схем.

Обоснование:

Понятия «смешанный лес» и «лиственный лес» действительно нормативно не регламентируются.

Также нормативно не регламентируется и соотношение древесных насаждений лиственных и  хвойных пород, при котором лес относится к смешанному (вероятно, в связи с невозможностью точного подсчета количества деревьев, относящихся к той или иной породе для цели отнесения лесных массивов к смешанным).

Если руководствоваться положениями СП   231 . 1311500, то из п.6.1.7 следует, что при назначении расстояний от устьев скважин, зданий и наружных установок объектов добычи и подготовки нефти и газа категорий А, Б, АН, БН до  лесных массивов выделяются три отдельные категории лесных массивов: хвойные, лиственные и смешанные.

Расстояния от объектов обустройства месторождений до смешанных лесных массивов приравниваются к расстояниям до  хвойных массивов.

В то же время, если руководствоваться стандартом отрасли ОСТ 56-108-98 «Лесоводство. Термины и определения», утв. приказом Рослесхоза от 3 декабря 1998 года № 203, пунктом 3.2.24 к смешанному древостою (совокупность деревьев, иногда кустарников, являющаяся основным компонентом насаждения — п.3.2.18) относится древостой, состоящий из двух и более древесных пород.

Соответственно, с учетом данного определения, к смешанным лесным массивам следует относить лесные массивы, состоящие как из  лиственных, так и из  хвойных пород, независимо от процентного соотношения указанных пород.

Обоснование:

Пунктом 6.8.2.9 ГОСТ 12.2.063-2015 «Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности» (распространяется на трубопроводную арматуру и приводные устройства к ней и устанавливает общие требования безопасности при ее проектировании, изготовлении, монтаже, эксплуатации, ремонте, транспортировании, хранении и утилизации) срок службы арматуры устанавливают в стандартах или ТУ на конкретную продукцию с учетом скорости коррозии материалов.

Согласно п.10.1 ГОСТ 12.2.063 эксплуатирующая организация должна обеспечить безопасное применение арматуры по прямому назначению в пределах установленного в паспорте (ПС) и руководстве по эксплуатации (РЭ) назначенного срока службы и (или) ресурса и защиту от возможных ошибок персонала и предполагаемого недопустимого использования арматуры.

Также необходимость отражения срока службы арматуры в РЭ регламентируется п.8 ст.4 ТР ТС 010/2011 «О безопасности машин и оборудования».

Из практики известно, что запорная трубопроводная арматура в зависимости от вида материала и условий эксплуатации может эксплуатироваться 20 и более лет.

В соответствии со ст.1 ФЗ N 116 от 21.07.1997, к техническим устройствам, применяемым на опасном производственном объекте, относятся машины, технологическое оборудование, системы машин и (или) оборудования, агрегаты, аппаратура, механизмы, применяемые при эксплуатации опасного производственного объекта. Соответственно, запорная арматура, применяемая на опасных производственных объектах, являющаяся технологическим оборудованием, относится к техническим устройствам, применяемым на ОПО.

Исходя из положений ч.2 ст.7 ФЗ N 116, а также п.4 ФНП «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утв. Приказом Ростехнадзора N 420 от 20.10.2020, техническое устройство, применяемое на опасном производственном объекте, подлежит экспертизе (если техническим регламентом не установлена иная форма оценки соответствия указанного устройства обязательным требованиям) при отсутствии в технической документации данных о сроке службы такого технического устройства, если фактический срок его службы превышает двадцать лет.

Соответственно, правила, изложенные в ФЗ N 116 и в ФНП ЭПБ, устанавливают не срок службы технических устройств (в данном случае — арматуры) как таковой, а периодичность проведения экспертизы промышленной безопасности при превышении 20-летнего срока службы технического устройства.

Кроме того, ФЗ N 116 и ФНП ЭПБ регламентируют необходимость проведения экспертизы промышленной безопасности технических устройств также и по истечении срока службы (назначенного изготовителем — прим. эксперта). Этот срок может наступить в отношении отдельных технических устройств и ранее 20 лет эксплуатации.

ГОСТ ISO 3405 — 2022 «Нефтепродукты. Определение фракционного состава при атмосферном давлении» — это действующий в качестве национального стандарта РФ межгосударственный стандарт , который идентичен международному стандарту ISO 3405:2019. В соответствии с таблицей 1 ГОСТ 1.3-2014 степень соответствия стандартов «идентичный» означает следующее: межгосударственный стандарт идентичен международному стандарту по техническому содержанию, структуре и изложению или идентичен по техническому содержанию и структуре, но может включать в себя незначительные редакционные изменения. При этом принцип обратной связи выполнен, то есть, соответствие ISO 3405:2019 означает соответствие ГОСТ ISO 3405 — 2022 и наоборот.

Из вышеизложенного можно заключить: даже при минимальных различиях требований ISO 3405 :1988 и ISO 3405 :2019 технические отклонения от ISO 3405 :1988 в тексте ГОСТ 2177 - 99 могут привести к существенным различиям требований ГОСТ 2177 - 99 и  ГОСТ ISO 3405 - 2022. А самое важное различие двух межгосударственных стандартов заключается в выполнении или невыполнении принципа обратной связи, а именно: если в нормативном документе требуется соответствие ISO 3405, то применение ГОСТ ISO 3405 - 2022 обеспечивает такое соответствие, в отличие от применения ГОСТ 2177 - 99.

Обоснование:

На основании ч.3.1 ст.14 ФЗ N 116 от 21.07.1997 декларация промышленной безопасности находящегося в эксплуатации опасного производственного объекта разрабатывается вновь в случае изменения технологических процессов на опасном производственном объекте либо увеличения более чем на двадцать процентов количества опасных веществ, которые находятся или могут находиться на опасном производственном объекте.

Пунктом 1 приложения 2 к ФЗ N 116 установлено, что классы опасности ОПО, указанные в пункте 1 приложения 1 к настоящему Федеральному закону (ОПО с оборотом опасных веществ), устанавливаются исходя из количества опасного вещества или опасных веществ, которые одновременно находятся или могут находиться на ОПО, в соответствии с таблицами 1 и 2 данного приложения.

Из этого следует, что при наличии на ОПО опасных веществ, относящихся по ФЗ N 116 к разным видам (табл.2 прил.2), класс ОПО определяется исходя из количества опасного вещества одного вида; опасные вещества разных видов не суммируются (суммируются только различные вещества, относящиеся к одному виду). Соответственно, необходимость разработки декларации промышленной безопасности ОПО обусловливается присвоением класса ОПО в указанном порядке.

Следовательно, переработка деклараций промышленной безопасности необходима (если ее разработка требуется изначально) в случае увеличения более чем на 20% одного вида опасного вещества (безотносительно того, что суммарное количество опасных веществ всех видов увеличивается менее чем на 20%).

Данные, включаемые как в Сведения, характеризующие ОПО, так и в Декларации промышленной безопасности, в том числе о видах и количестве опасных веществ, на основании которых опасный производственный объект отнесен к декларируемым объектам, вносятся в указанные документы на основании проектной документации и, соответственно, должны быть идентичными.

Виды опасных веществ определяются с учетом табл.2 прил.2 к ФЗ N 116. В Сведениях, характеризующих ОПО, указывается суммарное количество опасного вещества по видам (в тоннах) на ОПО в соответствии с таблицами 1 и 2 приложения 2 к Федеральному закону N 116-ФЗ (раздел 6 формы СОПО).

Во избежание разночтений в документации и исключения претензий органов надзора в дальнейшем вопрос о необходимости переработки деклараций промышленной безопасности рекомендуется разрешить после внесения изменений в Сведения, характеризующие ОПО.

Изменение сведений, характеризующих ОПО, осуществляется в порядке, определенном п.23 Административного регламента, утв. приказом Ростехнадзора N 140 от 08.04.2019.

Обоснование:

На основании ч.3.1 ст.14 ФЗ N 116 от 21.07.1997 декларация промышленной безопасности находящегося в эксплуатации опасного производственного объекта разрабатывается вновь в случае изменения технологических процессов на опасном производственном объекте либо увеличения более чем на двадцать процентов количества опасных веществ, которые находятся или могут находиться на опасном производственном объекте.

Пунктом 1 приложения 2 к ФЗ N 116 установлено, что классы опасности ОПО, указанные в пункте 1 приложения 1 к настоящему Федеральному закону (ОПО с оборотом опасных веществ), устанавливаются исходя из количества опасного вещества или опасных веществ, которые одновременно находятся или могут находиться на ОПО, в соответствии с таблицами 1 и 2 данного приложения.

Из этого следует, что при наличии на ОПО опасных веществ, относящихся по ФЗ N 116 к разным видам (табл.2 прил.2), класс ОПО определяется исходя из количества опасного вещества одного вида; опасные вещества разных видов не суммируются (суммируются только различные вещества, относящиеся к одному виду). Соответственно, необходимость разработки декларации промышленной безопасности ОПО обусловливается присвоением класса ОПО в указанном порядке.

Следовательно, переработка деклараций промышленной безопасности необходима (если ее разработка требуется изначально) в случае увеличения более чем на 20% одного вида опасного вещества (безотносительно того, что суммарное количество опасных веществ всех видов увеличивается менее чем на 20%).

Данные, включаемые как в Сведения, характеризующие ОПО, так и в Декларации промышленной безопасности, в том числе о видах и количестве опасных веществ, на основании которых опасный производственный объект отнесен к декларируемым объектам, вносятся в указанные документы на основании проектной документации и, соответственно, должны быть идентичными.

Виды опасных веществ определяются с учетом табл.2 прил.2 к ФЗ N 116. В Сведениях, характеризующих ОПО, указывается суммарное количество опасного вещества по видам (в тоннах) на ОПО в соответствии с таблицами 1 и 2 приложения 2 к Федеральному закону N 116-ФЗ (раздел 6 формы СОПО).

Во избежание разночтений в документации и исключения претензий органов надзора в дальнейшем вопрос о необходимости переработки деклараций промышленной безопасности рекомендуется разрешить после внесения изменений в Сведения, характеризующие ОПО.

Изменение сведений, характеризующих ОПО, осуществляется в порядке, определенном п.23 Административного регламента, утв. приказом Ростехнадзора N 140 от 08.04.2019.

Обоснование:

В силу пункта 5 части 1 статьи 12 Закона РФ от 21.02.1992 N 2395-1 «О недрах» лицензия на пользование недрами должна содержать срок действия лицензии на пользование недрами (срок пользования участком недр, предусмотренный статьей 10 Закона N 2395-1).

В соответствии с пунктом 6 части 2 статьи 10 Закона N 2395-1 участок недр предоставляется в пользование на определенный срок — для разработки технологий геологического изучения, разведки и добычи трудноизвлекаемых полезных ископаемых в соответствии с абзацем двенадцатым пункта 4 части 1 статьи 10.1 Закона N 2395-1 (то есть когда право пользования предоставлено решением комиссии, которая создана федеральным органом управления государственным фондом недр или его территориальным органом, в состав которой включены также представители органа исполнительной власти соответствующего субъекта Российской Федерации для рассмотрения заявок о предоставлении права пользования участками недр, для разработки технологий геологического изучения, разведки и добычи трудноизвлекаемых полезных ископаемых, разведки и добычи таких полезных ископаемых, осуществляемых по совмещенной лицензии, на участке недр, выделяемом из участка недр, предоставленного тому же пользователю недр для разведки и добычи полезных ископаемых или для геологического изучения, разведки и добычи полезных ископаемых, осуществляемых по совмещенной лицензии) — на срок до 7 лет, а для разработки технологий геологического изучения, разведки и добычи трудноизвлекаемых полезных ископаемых в соответствии с пунктом 5 части 1 статьи 10.1 Закона N 2395-1 (то есть когда право пользования предоставлено решением создаваемой федеральным органом управления государственным фондом недр или его территориальным органом аукционной комиссии о предоставлении по результатам аукциона права пользования участком недр для разработки технологий геологического изучения, разведки и добычи трудноизвлекаемых полезных ископаемых, за исключением участков недр федерального значения и участков недр местного значения) — на срок до 15 лет.

Причем названный срок пользования участком недр может продлеваться по инициативе пользователя недр при отсутствии нарушений условий лицензии на пользование недрами данным пользователем недр.

Срок разработки технологий геологического изучения, разведки и добычи трудноизвлекаемых полезных ископаемых на участке недр, предоставленном в пользование в соответствии с абзацем двенадцатым пункта 4 части 1 статьи 10.1 Закона N 2395-1, продлевается однократно на срок до 3 лет, а на участке недр, предоставленном в пользование в соответствии с пунктом 5 части 1 статьи 10.1 Закона N 2395-1, — на срок до 5 лет без ограничения количества продлений (часть 3 статьи 10 Закона N 2395-1).

Положениями нормативного правового акта (ч.1 ст.69 Федерального закона от 22.07.2008 N 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» ) допускается сокращение противопожарных расстояний, указанных в табл.15 прил. к N 123-ФЗ. Положения табл.15 прил. к N 123-ФЗ распространяются только на АЗС бензина и дизельного топлива.

Таким образом, положения п.9.1 СП 156.13130.2014 не применяются к многотопливным АЗС (с заправкой газом).

При этом установлен случай необходимости составления такого акта:

«Акт составляется при монтаже УЗПР перед пуском СИКГ в эксплуатацию и заверяется подписью лица/представителя организации, проводившего измерения, подписями представителей и печатями предприятия-владельца или арендатора СИКГ и организации контрагента».

Поскольку в соотв. с п.9.2.2.17 в акте указываются «применяемые СИ внутреннего диаметра (наружного диаметра ИТ и толщины стенки) и дату их поверки... результаты измерений и расчетов», то результат измерения внутреннего диаметра ИТ в акте указывается.

Т.о., такой акт составляется при применении ГОСТ 8.611-2013 и ссылке на него в документации в случае, приведенном выше.

Обоснование:

Пунктом 6.2.1.9 ГОСТ Р 58367-2019 «Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование» установлено, что скорости движения технологических потоков при определении диаметров технологических трубопроводов разного назначения рекомендуется принимать по данным таблицы 1.

Пунктом 6.3.1.12 ГОСТ Р 58367  определено, что рекомендуемую скорость движения технологических потоков компонентов НГВС в трубопроводах также принимают согласно таблице 1.

Согласно данной таблице скорость движения технологических потоков компонентов нефтегазоводяной смеси и реагентов в трубопроводах определяется в зависимости от вида транспортируемых сред. Табл.1  регламентируется, как правило, максимально допустимая скорость потоков. Для нефти, эмульсий скорость составляет на всасе насоса — не более 1,0 м/с, на нагнетании — не более 3,0 м/с, под давлением (между аппаратами) — не более 1,0 м/с, самотеком (между аппаратами) — от 0,2 до 0,5 м/с.

Таким образом, скорость потоков в выкидных и нефтесборных трубопроводах следует принимать по  табл.1 ГОСТ Р 58367-2019.

Обоснование:

На основании ч.3.1 ст.14 ФЗ N 116 от 21.07.1997 декларация промышленной безопасности находящегося в эксплуатации опасного производственного объекта разрабатывается вновь в случае изменения технологических процессов на опасном производственном объекте либо увеличения более чем на двадцать процентов количества опасных веществ, которые находятся или могут находиться на опасном производственном объекте.

Пунктом 1 приложения 2 к ФЗ N 116 установлено, что классы опасности ОПО, указанные в пункте 1 приложения 1 к настоящему Федеральному закону (ОПО с оборотом опасных веществ), устанавливаются исходя из количества опасного вещества или опасных веществ, которые одновременно находятся или могут находиться на ОПО, в соответствии с таблицами 1 и 2 данного приложения.

Из этого следует, что при наличии на ОПО опасных веществ, относящихся по ФЗ N 116 к разным видам (табл.2 прил.2), класс ОПО определяется исходя из количества опасного вещества одного вида; опасные вещества разных видов не суммируются (суммируются только различные вещества, относящиеся к одному виду). Соответственно, необходимость разработки декларации промышленной безопасности ОПО обусловливается присвоением класса ОПО в указанном порядке.

Следовательно, переработка деклараций промышленной безопасности необходима (если ее разработка требуется изначально) в случае увеличения более чем на 20% одного вида опасного вещества (безотносительно того, что суммарное количество опасных веществ всех видов увеличивается менее чем на 20%).

Данные, включаемые как в Сведения, характеризующие ОПО, так и в Декларации промышленной безопасности, в том числе о видах и количестве опасных веществ, на основании которых опасный производственный объект отнесен к декларируемым объектам, вносятся в указанные документы на основании проектной документации и, соответственно, должны быть идентичными.

Виды опасных веществ определяются с учетом табл.2 прил.2 к ФЗ N 116. В Сведениях, характеризующих ОПО, указывается суммарное количество опасного вещества по видам (в тоннах) на ОПО в соответствии с таблицами 1 и 2 приложения 2 к Федеральному закону N 116-ФЗ (раздел 6 формы СОПО).

Во избежание разночтений в документации и исключения претензий органов надзора в дальнейшем вопрос о необходимости переработки деклараций промышленной безопасности рекомендуется разрешить после внесения изменений в Сведения, характеризующие ОПО.

Изменение сведений, характеризующих ОПО, осуществляется в порядке, определенном п.23 Административного регламента, утв. приказом Ростехнадзора N 140 от 08.04.2019.

Обоснование:

Пунктом 13 ФНП «Правила безопасного ведения газоопасных, огневых и ремонтных работ», утв. приказом Ростехнадзора от 15.12.2020 N 528, установлено, что в эксплуатирующей организации (филиале организации) по каждому структурному подразделению (производство, цех, отделение, установка, участок) должен быть разработан перечень газоопасных работ (рекомендуемый образец приведен в приложении N 1 к указанным Правилам.

Из положения данного пункта ФНП следует, что в организации (филиале организации), эксплуатирующей ОПО, перечень газоопасных работ должен быть разработан по каждому перечисленному структурному подразделению (производство, цех, отделение, установка, участок), поскольку для каждого структурного подразделения виды газоопасных работ определяются индивидуально с учетом особенностей производственной деятельности.

В этой связи разработка единых перечней газоопасных работ по процессным (производственным) управлениям эксплуатирующей организации (без дополнительной разработки перечней для цехов, входящих в структуру управлений, и других подчиненных подразделений) не соответствует требованиям ФНП и будет являться нелегитимной.

«Раздел «Резервуарные парки»:

«п.75. Хранение нефти и нефтепродуктов в заглубленных и подземных резервуарах для вновь строящихся и реконструируемых опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов не допускается».

Раздел «Молниезащита и защита от статического электричества на опасных производственных объектах складов нефти и нефтепродуктов»:

«п.193 Тип и размещение устройств молниезащиты выбираются проектировщиком на стадии проектирования опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов».

Защита от прямых ударов молнии, вторичных ее проявлений и заноса высокого потенциала через наземные (надземные) и подземные металлические коммуникации должна соответствовать требованиям технических регламентов и федеральных норм и правил в области промышленной безопасности, разработанных в соответствии с требованиями части 3 статьи 4 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов:

«п.199. Для защиты от проявлений статического электричества подлежат заземлению:

наземные резервуары для ЛВЖ и ГЖ и других жидкостей, являющихся диэлектриками и способных при испарении создавать взрывоопасные смеси паров с воздухом;

наземные трубопроводы через каждые 200 метров и дополнительно на каждом ответвлении с присоединением каждого ответвления к заземлителю;

металлические оголовки и патрубки гибких шлангов для слива и налива нефти и нефтепродуктов;

железнодорожные рельсы сливоналивных участков, электрически соединенные между собой, а также металлические конструкции сливоналивных эстакад с двух сторон по длине;

металлические конструкции автоналивных устройств;

все механизмы и оборудование насосных станций для перекачки нефтепродуктов;

металлические воздуховоды и кожухи изоляции вентиляционных систем во взрывоопасных помещениях через каждые 40-50 метров.

...

п.200. Заземляющее устройство для защиты от статического электричества следует объединять с заземляющими устройствами для защиты электрооборудования и молниезащиты. Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного только для защиты от статического электричества, должно быть не более 100 Ом.

п.201. Соединение между собой неподвижных металлических конструкций (резервуары, трубопроводы), а также присоединение их к заземлителям следует выполнять из полосовой стали сечением не менее 48 квадратных миллиметров или круглой стали диаметром более 6 миллиметров на сварке или с помощью болтов».

Вывод:

Хранение нефти и нефтепродуктов в заглубленных и подземных резервуарах для вновь строящихся и реконструируемых опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов не допускается из-за невозможности контроля наружных заглубленных и подземных поверхностей резервуаров.

Обоснование:

Пунктом 7 ФНП «Правила безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», утв. приказом Ростехнадзора N 444 от 21.12.2021, установлено, что элементы технологических трубопроводов, воспринимающие воздействие избыточного давления более 0,05 МПа непосредственно (например, трубы, детали (предназначенные для изменения направления, присоединения ответвлений, изменения диаметра, постоянного или временного перекрытия), компенсаторы, фланцы или фланцевые соединения, арматура), должны соответствовать требованиям технического регламента «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением» (ТР ТС 032/2013), и допускаются к применению при условии прохождения процедуры оценки (подтверждения) соответствия.

Согласно пп.«к» п.2 ТР ТС 032/2013 данный Технический регламент распространяется на элементы оборудования (сборочные единицы) и комплектующие к нему, выдерживающие воздействие давления свыше 0,05 МПа.

Подпунктом «в» п.5 ФНП N444 установлено, что к промысловым трубопроводам данные ФНП не применяются.

Виды промысловых трубопроводов перечислены в п.73 ФНП НГП (приказ Ростехнадзора N 534 от 15.12.2020).

Таким образом, если перечисленные элементы трубопроводов входят в состав промысловых трубопроводов, подтверждение их соответствия требованиям ТР ТС 032/2013 не требуется.

Обоснование:

1. Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту — ведомственный нормативный технический документ. Формально данные Правила не отменены.

Необходимо отметить, что в настоящее время в системе технического регулирования применяются технические регламенты, включая технические регламенты Таможенного союза и Евразийского экономического союза, межгосударственные и национальные стандарты и своды правил, а также стандарты организаций, введенные в действие в установленном порядке.

Соответственно, положения ведомственных нормативных документов, не утративших силу, допускается применять только в части, не противоречащей перечисленным нормативным правовым актам и нормативным документам.

Согласно справке, размещенной в ИС «Техэксперт», взамен Правил технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонт утвержден и введен в действие с 01.03.2007 приказом ОАО «АК «Транснефтепродукт» от 29.01.2007 N 10 Стандарт организации СО 02-04-АКТНП-007-2006 "Правила технической эксплуатации, диагностики и ремонта стальных вертикальных резервуаров ОАО «АК «Транснефтепродукт», который распространяет свое действие на дочерние и зависимые общества ОАО «АК «Транснефтепродукт».

С учетом изложенного, применение положений указанных Правил возможно в справочных целях.

2. При эксплуатации РВС указанного объема следует руководствоваться положениями следующих основных нормативных документов:

— ФНП «Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов», утв. приказом Ростехнадзора N 529 от 15.12.2020;

— ФНП «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утв. приказом Ростехнадзора N 534 от 15.12.2020 (глава ХХХ, пункты 1011-1045);

— ГОСТ 31385 ГОСТ 31385-2016 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия» — и ссылочными нормативными документами в части, касающейся эксплуатации РВС;

— Правила по охране труда при хранении, транспортировании и реализации нефтепродуктов, утв. приказом Минтруда России от 16.12.2020 N 915н.

Обоснование:

Пунктом 7 ФНП «Правила безопасной эксплуатации технологических трубопроводов », утв. Приказом Ростехнадзора N 444 от 21.12.2021, установлено, что элементы технологических трубопроводов , воспринимающие воздействие избыточного давления более 0,05 МПа непосредственно (например, трубы, детали (предназначенные для изменения направления, присоединения ответвлений, изменения диаметра, постоянного или временного перекрытия), компенсаторы, фланцы или фланцевые соединения, арматура), должны соответствовать требованиям технического регламента «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением» ( ТР ТС 032 / 2013 ), и допускаются к применению при условии прохождения процедуры оценки ( подтверждения ) соответствия .

Согласно пп.«к» п.2 ТР ТС 032 / 2013 данный Технический регламент распространяется на элементы оборудования (сборочные единицы) и комплектующие к нему, выдерживающие воздействие давления свыше 0,05 МПа.

Подпунктом «в» п.5 ФНП N444 установлено, что к промысловым трубопроводам данные ФНП не применяются.

Виды промысловых трубопроводов перечислены в п.73 ФНП НГП (Приказ Ростехнадзора N 534 от 15.12.2020).

Таким образом, если перечисленные элементы трубопроводов входят в состав промысловых трубопроводов , подтверждение их соответствия требованиям ТР ТС 032 / 2013 не требуется.

Обоснование:

Пунктом 7 ФНП «Правила безопасной эксплуатации технологических трубопроводов », утв. Приказом Ростехнадзора N 444 от 21.12.2021, установлено, что элементы технологических трубопроводов , воспринимающие воздействие избыточного давления более 0,05 МПа непосредственно (например, трубы, детали (предназначенные для изменения направления, присоединения ответвлений, изменения диаметра, постоянного или временного перекрытия), компенсаторы, фланцы или фланцевые соединения, арматура), должны соответствовать требованиям технического регламента «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением» ( ТР ТС 032 / 2013 ), и допускаются к применению при условии прохождения процедуры оценки ( подтверждения ) соответствия .

Согласно пп.«к» п.2 ТР ТС 032 / 2013 данный Технический регламент распространяется на элементы оборудования (сборочные единицы) и комплектующие к нему, выдерживающие воздействие давления свыше 0,05 МПа.

Подпунктом «в» п.5 ФНП N444 установлено, что к промысловым трубопроводам данные ФНП не применяются.

Виды промысловых трубопроводов перечислены в п.73 ФНП НГП (Приказ Ростехнадзора N 534 от 15.12.2020).

Таким образом, если перечисленные элементы трубопроводов входят в состав промысловых трубопроводов , подтверждение их соответствия требованиям ТР ТС 032 / 2013 не требуется.

Обоснование:

Из наименования и содержания подраздела 19.8 СП 86.13330.2022 «Свод правил. Магистральные трубопроводы. СНиП III-42-80» следует, что проведение внутритрубного диагностирования магистральных трубопроводов выполняется, как правило, после завершения строительно-монтажных работ по строительству, реконструкции участков трубопровода по ГОСТ 34181 (п.19.8.13 СП 86.13330).

Из положений ГОСТ 34181-2017  «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование. Основные положения» также следует, что ВТД трубопроводов линейной части МТ проводится после окончания строительства, реконструкции.

При этом согласно п.16.6.2 СП 86.13330 при прокладке МТ в стесненных условиях строительства (при невозможности подготовки дюкера к прокладке в виде одной трубной плети), с прокладкой трубопровода методом ГНБЩ путем последовательного продавливания в скважину отдельных трубных плетей проводится предварительное внутритрубное диагностирование методом «сухой протяжки» (необходимость диагностирования указанным методом определяется заказчиком).

Требования к проведению ВТД установлены ФНП «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утв. приказом Ростехнадзора от 11.12.2020 N 517 (подраздел "Техническое диагностирование опасных производственных объектов магистральных трубопроводов"), а также СП 411.1325800.2018  «Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Испытания перед сдачей построенных объектов» (подраздел 9.2 «Внутритрубное техническое диагностирование») с учетом положений ссылочных нормативных документов, перечисленных в данном своде правил.

Уточняющий вопрос:

Не совсем понятно, почему в ответе было упомянуто декларирование. Согласно Приложению 3 «Перечень объектов технического регулирования, подлежащих подтверждению соответствия требованиям технического регламента Таможенного союза „О безопасности машин и оборудования“ в форме сертификации» для такого типа оборудования должна проводиться сертификация (п.13 — это буровые установки ).

Вопрос был о необходимости применения определенных ГОСТов в процессе сертификации, необходимо понять, есть ли в законодательстве прописанная обязанность соблюдать какой-либо конкретный перечень ГОСТов для сертификации геологоразведочных буровых установок , есть какие-либо требования , указанные в порядке прохождения сертификации?

Так как упомянутые в вопросе ГОСТ 12.2.003-91 и ГОСТ 12.2.003-91 регулируют общие требования к оборудованию различных типов, и они должны соблюдаться, ГОСТ 12.2.108-85 предназначен для геологоразведочных буровых установок , однако изложенные там показатели не совсем подходят к планируемому оборудованию.

Ответ на уточняющий вопрос:

1) В соответствии с приложением 3 к ТР ТС 010 / 2011 оборудование буровое геологоразведочное подлежит подтверждению соответствия в форме принятия декларации о соответствии ТР ТС 010 / 2011 , а установки бурильные, относящиеся к группе «Оборудование для бурения шпуров и скважин, оборудование для зарядки и забойки взрывных скважин» подлежит подтверждению соответствия ТР ТС 010 / 2011 в форме сертификации. В уточняющем вопросе написано: «...какой-либо конкретный перечень ГОСТов для сертификации геологоразведочных буровых установок ...». Значит, вопрос касается оборудования бурового геологоразведочного, которое в общем случае подлежит декларированию соответствия ? В соответствии с п.5 ст.8 ТР ТС 010 / 2011 по решению заявителя вместо принятия декларации о соответствии может быть проведена сертификация по схемам сертификации, эквивалентным схемам декларирования соответствия .

2) В соответствии с п.2 ст.53 Договора о Евразийском экономическом союзе от 29.05.2014 продукция выпускается в обращение на территории ЕАЭС при условии, что она прошла необходимые процедуры оценки соответствия , установленные техническим регламентом ЕАЭС ( ТР ТС или ТР ЕАЭС). Государства — члены ЕАЭС (включая Россию) обеспечивают обращение продукции, соответствующей требованиям технического регламента ЕАЭС, на своей территории без предъявления дополнительных по отношению к содержащимся в техническом регламенте требований к такой продукции и без проведения дополнительных процедур оценки соответствия .

Это означает, что обязательные требования , соответствие которым подтверждают, — это требования технического регламента (в данном случае — требования ТР ТС 010 / 2011 ). Что касается стандартов, то они применяются на добровольной основе при изготовлении продукции в странах — членах ЕАЭС. Импортируемое из других стран оборудование изготавливается в соответствии документацией страны-изготовителя.

В ст.6 ТР ТС 010 / 2011 установлено, что добровольное применение стандартов, включенных в «Перечень международных и региональных (межгосударственных) стандартов, а в случае их отсутствия — национальных (государственных) стандартов, в результате применения которых на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований технического регламента Таможенного союза „О безопасности машин и оборудования“ ( ТР ТС 010 / 2011 )», свидетельствует о соответствии машин и (или) оборудования требованиям безопасности ТР ТС 010 / 2011 . Но в Протоколе о техническом регулировании в рамках ЕАЭС (см. приложение 9 к Договору о Евразийском экономическом союзе ) установлено, что неприменение этих стандартов не свидетельствует о несоответствии оборудования требованиям технического регламента . Таким образом, правом ЕАЭС установлена необязательность применения стандартов из указанного выше Перечня.

В п.10 ст.8 ТР ТС 010 / 2011 установлено, что в комплект документов, подтверждающий соответствие оборудования требованиям ТР ТС 010 / 2011 , включают стандарты из указанного выше Перечня, требованиям которых должно соответствовать оборудование в том случае, если изготовитель оборудования применял эти стандарты.

Можно заключить, что импортируемое оборудование подлежит обязательному подтверждению соответствия ТР ТС 010 / 2011 , но не стандартов.

Требования к оформлению паспорта качества указаны в пункте 8 главы 3 Технического регламента Евразийского экономического союза «Требования к сжиженным углеводородным газам для использования их в качестве топлива» (ТР ЕАЭС 036/2016). Паспорт качества должен содержать информацию в соответствии с пунктов 8 главы 3 ТР ЕАЭС 036/2016:

а) наименование изготовителя, его местонахождение (адрес юридического лица), а также адрес места осуществления деятельности по изготовлению сжиженных углеводородных газов (в случае если адреса различаются) — для юридического лица и его филиалов, которые изготавливают продукцию, или фамилия, имя и отчество (при наличии), место жительства — для физического лица, зарегистрированного в качестве индивидуального предпринимателя;

б) товарный знак изготовителя (при наличии);

в) наименование уполномоченного изготовителем лица (импортера), его местонахождение (адрес юридического лица) или наименование продавца (при ввозе сжиженных углеводородных газов на территорию Союза), его местонахождение (адрес юридического лица) — для юридического лица или фамилия, имя и отчество (при наличии), место жительства — для физического лица, зарегистрированного в качестве индивидуального предпринимателя;

г) наименование, марка (при наличии) и условное обозначение сжиженных углеводородных газов (при наличии);

д) обозначение и наименование документа, в соответствии с которым изготовлены сжиженные углеводородные газы;

е) нормативные значения физико-химических и эксплуатационных характеристик сжиженных углеводородных газов, установленные настоящим техническим регламентом, а также другими техническими регламентами Союза, действие которых на них распространяется, и документом, в соответствии с которым изготовлены сжиженные углеводородные газы, а также фактические результаты лабораторных испытаний;

ж) сведения о наличии одоранта;

з) номер партии;

и) дата изготовления;

к) единый знак обращения продукции на рынке Союза;

л) гарантийный срок хранения;

м) номер и дата выдачи паспорта;

н) фамилия и подпись лица, оформившего паспорт.

Таким образом, при формировании документов, подтверждающих требования Технического регламента, необходимо наличие паспорта качества на партию продукции, от которой отбирали образцы для проведения испытаний. На паспорт необходимо наносить единый знак обращения продукции на рынке Союза (ЕАС). Сведения о декларации соответствия указывать в паспорте качества в обязательном порядке не требуется.

Обоснование:

Подпунктом «а» п.394 ФНП ОРПД установлено, что оборудование под давлением, перечисленное в пункте 3 ФНП, первично до ввода в эксплуатацию после монтажа должно подвергаться первичному техническому освидетельствованию (комплекс периодически проводимых работ по определению фактического состояния оборудования под давлением в целях определения его работоспособности и соответствия промышленной безопасности в процессе применения в пределах срока безопасной эксплуатации).

Оборудование, на которое распространяются требования ФНП ОРПД, перечислено в пункте 3 указанных Правил. К нему относятся различные котлы (паровые, водогрейные и пароводогрейные, энерготехнологические котлы, котлы-утилизаторы, котлы передвижных и транспортабельных установок, котлы паровые и жидкостные, электрокотлы), трубопроводы пара и горячей воды, сосуды, работающие под избыточным давлением пара, газов, жидкостей, баллоны, предназначенные для сжатых, сжиженных и растворенных под давлением газов, цистерны и бочки для сжатых и сжиженных газов, а также для жидкостей и сыпучих тел, в которых избыточное давление создается периодически для их опорожнения, барокамеры и оборудование под давлением, применяемое при разработке, изготовлении, испытании, эксплуатации и утилизации ядерного оружия и ядерных установок военного назначения на опасных производственных объектах ГК «Росатом».

Согласно п.п.3.5, 3.6 ГОСТ 34568-2019 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Камеры пуска и приема средств очистки и диагностирования. Общие технические условия» камерой приема/пуска СОД является техническое устройство, обеспечивающее прием/пуск внутритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирующих устройств в потоке перекачиваемой рабочей среды из магистрального трубопровода/в магистральный трубопровод.

Если предположить, что камеры запуска/приема СОД допустимо рассматривать в качестве сосудов, работающих под избыточным давлением пара, газов, жидкостей, то определение сосуда, данное в п.4 ТР ТС 032/2013 (герметически закрытая емкость (стационарно установленная или передвижная), предназначенная для ведения химических, тепловых и других технологических процессов, а также для хранения и транспортировки газообразных, жидких и других веществ), отнести к таковым камеры пуска/приема СОД не позволяет.

Таким образом, камеры пуска/приема СОД в качестве оборудования, работающего под избыточным давлением, на которое распространяются требования ФНП ОРПД, не рассматриваются. Следовательно, их отдельное испытание на прочность и герметичность не регламентируется. Таким образом, у технического заказчика обязанность выполнять первичное техническое освидетельствование камеры приема внутритрубных устройств отсутствует.

Пунктом 3.48 СТО Газпром 2-3.5-454-2010 «Правила эксплуатации магистральных газопроводов» определено, что технологической схемой является графическое представление основных и вспомогательных технологических объектов добычи, подземного хранения и транспорта газа, их взаимного расположения в составе Единой системы газоснабжения (или ее участка), а также топографических (реки, дороги, овраги и др.) и иных технических объектов, пересекающих трассу газопроводов.

Согласно п.п.9.6.1, 9.6.2 СТО Газпром, служба, обслуживающая ГРС, наряду с иной технической документацией, использует технологическую схему ГРС в пределах охранной зоны, с указанием газопровода-отвода до охранного крана включительно.

В соответствии с п.89 ФНП «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утв. Приказом Ростехнадзора N 517 от 11.12.2020, технологические схемы как линейной части ОПО МТ, так и площадочных объектов (графическая часть), включаются в технологический регламент на эксплуатацию ОПО МТ.

Таким образом, технологические схемы ОПО МТ предназначены для целей безопасного ведения технологических процессов и надлежащего обслуживания оборудования, применяемого на ОПО МТ.

В этой связи наличие, расположение и технологическая взаимосвязь оборудования ГРС должны соответствовать технологической схеме.

Обоснование:

В соответствии с п.1.1 РД 34.21.122-87 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений» (далее — Инструкция) необходимость выполнения молниезащиты сооружений и ее категория, а при использовании стержневых и тросовых молниеотводов — тип зоны защиты, определяются по табл.1 данной Инструкции.

Пунктом 3 табл.1 Инструкции определено, что наружные установки, создающие, согласно ПУЭ, зону класса В-Iг, обеспечиваются молниезащитой II категории. Согласно п.1.2 Инструкции здания и сооружения, отнесенные по устройству молниезащиты к I и II категориям, должны быть защищены от прямых ударов молнии, вторичных ее проявлений и заноса высокого потенциала через наземные (надземные) и подземные металлические коммуникации.

На основании п.7.3.43 ПУЭ пространства у предохранительных и дыхательных клапанов емкостей и технологических аппаратов с горючими газами и ЛВЖ относятся к зонам класса В-Iг.

Таким образом, поскольку пространство вокруг продувочного газопровода, расположенного выше отметки кровли газифицируемого здания, формирует взрывоопасную зону класса В-Iг, необходимо устройство молниезащиты данного продувочного газопровода.

В таблице 4 п.8.1 ГОСТ Р 51069 — 97 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром» приведены значения сходимости и воспроизводимости метода .

Обоснование:

1. Нормирование способов прокладки технологических трубопроводов

Пунктом 6.10.4.1 СП 4.13130.2013 «Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям» определено, что технологические трубопроводы с горючими и сжиженными горючими газами, легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, прокладываемые на территории предприятия, должны быть наземными или надземными на опорах и эстакадах из материалов НГ.

Пунктом 39 ФНП «Правила безопасной эксплуатации технологических трубопроводов », утв. Приказом Ростехнадзора N 444 от 21.12.2021, установлено, что прокладка технологических трубопроводов на низких и высоких отдельно стоящих опорах или эстакадах возможна при любом сочетании трубопроводов независимо от свойств и параметров транспортируемых веществ.

2. Допустимые типы соединений трубопроводов

Из положений ГОСТ 32569-2013 «Межгосударственный стандарт. Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожароопасных и химически опасных производствах» следует, что применение разъемных соединений технологических трубопроводов допускается.

При этом согласно п.6.7.4.1 ГОСТ 32569 для разъемных соединений должны применяться фланцы резьбовые (ГОСТ 9399) и фланцы , приваренные встык с учетом требований 6.7.1.1 ГОСТ 32569.

Важно отметить, что пунктом 198 ФНП «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утв. Приказом Ростехнадзора N 533 от 15.12.2020 (далее — ФНП ОПВБ), трубопроводы не должны иметь фланцевых или других разъемных соединений . Фланцевые соединения допускаются только в местах установки арматуры или подсоединения трубопроводов к аппаратам, а также на тех участках, где по условиям технологии требуется периодическая разборка для проведения чистки и ремонта трубопроводов .

Положения ФНП ОПВБ распространяются на ОПО химических, нефтехимических и нефтегазоперерабатывающих производств, складов нефти и нефтепродуктов и др.

3. Особенности применения соединений трубопроводов в зависимости от мест их прокладки

Согласно п.6.10.4.7 СП 4.13130 на участках внутрицеховых эстакад , проходящих вдоль зданий категорий В, Г и Д, а также подсобно-производственных зданий (помещений), электропомещений, помещений управления технологическим процессом данного цеха, обращенных в сторону эстакад оконными и дверными проемами, фланцевые соединения и арматура на трубопроводах с горючими газами, легковоспламеняющимися и горючими жидкостями должны располагаться от этих окон и дверей на расстояниях, предусмотренных пунктом 1 таблицы 41 .

Пунктом 36 ФНП N 444 установлено, что не допускается размещать арматуру, дренажные устройства, разъемные соединения в местах пересечения надземными технологическими трубопроводами автомобильных и железных дорог, пешеходных переходов, над дверными проемами, под и над окнами и балконами. В случае необходимости применения разъемных соединений (например, для технологических трубопроводов с внутренним защитным покрытием) должны предусматриваться защитные поддоны (то же — п.10.1.14 ГОСТ 32569).

Также пунктом 39 ФНП N 444 установлено, что технологические трубопроводы с веществами, смешение которых при разгерметизации может привести к аварии, следует располагать так, чтобы исключалось взаимное смешение перекачиваемых сред в случае разгерметизации. Этим же пунктом ФНП N 444 определено, что при многоярусной прокладке технологические трубопроводы кислот, щелочей и других агрессивных веществ следует располагать на самых нижних ярусах. Необходимо предусматривать меры, направленные на исключение попадания предусмотренных протечек (например, через фланцевые соединения ) на конструкции или оборудование (например, сбор и отвод протечек)).

Практически аналогичное требование установлено п.10.1.16 ГОСТ 32569.

Таким образом, применение разъемных ( фланцевых ) соединений технологических трубопроводов , проложенных на многоярусных трубопроводных эстакадах , разрешается с учетом установленных ограничений. При этом изложенное на объекты, подпадающие под область применения ФНП ОПВБ, не распространяется (то есть применение разъемных соединений трубопроводов , проложенных открыто или наземно (надземно) (на опорах и эстакадах независимо от количества ярусов) на таких объектах исключается).

Обоснование:

Единого нормативного документа, устанавливающего требования к эксплуатации резервуаров горизонтальных стальных в составе складов нефти и нефтепродуктов, не существует.

Отдельные требования к эксплуатации РГС содержатся в национальных и межгосударственных стандартах и в иных нормативных документах.

1. Согласно п.9.2.1 ГОСТ 17032-2010 «Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия» (распространяется на горизонтальные стальные резервуары объемом от 3 до 100 м³, предназначенные для хранения нефтепродуктов) эксплуатация резервуаров должна осуществляться в соответствии с инструкцией по надзору и обслуживанию, утвержденной руководителем эксплуатирующего предприятия.

В соответствии с п.9.2.1 ГОСТ 17032, безопасность эксплуатации резервуаров должна обеспечиваться проведением регулярного диагностирования с оценкой технического состояния, испытаний и проведением (при необходимости) ремонтов.

В течение срока службы РГС должны проводиться регламентные работы, которые включают диагностирование металлоконструкций, основания, фундамента наземных резервуаров, всех видов оборудования, обеспечивающих безопасную эксплуатацию резервуара в целом (п.9.1.4).

Также п.9.2.2.1 ГОСТ 17032 установлено, что периодичность частичного диагностирования РГС, включающего в себя наружный и внутренний осмотр резервуара, ‒ не реже одного раза в четыре года.

Полное диагностирование, включающее в себя проверку физическими методами сварных швов рабочего корпуса резервуара и проведения испытаний резервуара на герметичность, должно проводиться не реже одного раза в восемь лет (п.9.2.2.1).

Диагностирование резервуаров должно проводиться аттестованными специалистами экспертной организации, имеющей лицензию надзорного органа по промышленной безопасности (п.9.2.3).

2. Также отдельные требования к РГС установлены:

— ГОСТ 34347-2017 «Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия» (устанавливает основные технические требования к конструкции, материалам, изготовлению (доизготовлению), методам испытаний, приемке и поставке, реконструкции, ремонту, монтажу сосудов без давления (под налив), к которым РГС также относятся);

— ГОСТ 8.346-2000 «Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки» (устанавливает методику первичной, периодической и внеочередной поверок РГС);

— Руководством по безопасности для нефтебаз и складов нефтепродуктов (утв. приказом Ростехнадзора от 26 декабря 2012 года N 777) (содержит рекомендации по обеспечению требований промышленной безопасности при проектировании, строительстве, капитальном ремонте, техническом перевооружении, реконструкции, консервации и ликвидации складов нефтепродуктов).

Кроме того, при эксплуатации РГС могут применяться положения Рекомендаций по межгосударственной гармонизации РМГ 116-2011 «ГСИ. Резервуары магистральных нефтепроводов и нефтебаз. Техническое обслуживание и метрологическое обеспечение в условиях эксплуатации», в которых:

— перечислена основная эксплуатационная документация на резервуары, включая РГС, и требования к ней (п.6.1);

— установлен порядок технического обслуживания (подр.7.1) и другие требования, направленные на безопасную эксплуатацию резервуаров.

3. Распределение ответственности за выполнение работ, связанных с обеспечением безопасной эксплуатации РГС, включая контроль технического состояния резервуаров, осуществляется с учетом направлений контроля, закрепленных за работниками на основании организационно-распорядительных документов эксплуатирующей организации (приказ, распоряжение, должностные инструкции, инструкции по эксплуатации РГС и комплектующего оборудования, производственные (рабочие) инструкции), а также технической документации заводов-изготовителей РГС и комплектующего оборудования.

Обоснование:

Основные требования к опасным производственным объектам изложены в Федеральном законе от 21.07.1997 N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (далее — 116-ФЗ) и приказах Ростехнадзора, утвержденных на основании этого закона (например, Приказы Ростехнадзора от 21.12.2021 N 444, от 11.12.2020 N 517 и от 15.12.2020 N 534, от 07.12.2020 N 500, от 15.12.2020 года N 536 и т.д.).

В приказе Ростехнадзора от 15 декабря 2020 года N 536 «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности „Правила промышленной безопасности при использовании оборудования, работающего под избыточным давлением“» в п.228 указано «Организация, индивидуальный предприниматель, осуществляющие эксплуатацию оборудования под давлением (эксплуатирующая организация), должны обеспечить содержание оборудования под давлением в исправном (работоспособном) состоянии и безопасные условия его эксплуатации». При этом необходимо:

а) организовать безопасную эксплуатацию в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации и обеспечить их соблюдение;

б) назначить распорядительным документом организации из числа инженерно-технических работников, состоящих в штате эксплуатирующей организации, должностных лиц, ответственных за осуществление производственного контроля при эксплуатации оборудования на ОПО, а также ответственных за исправное состояние и безопасную эксплуатацию оборудования под давлением, прошедших аттестацию в области промышленной безопасности в соответствии с положениями статьи 14.1 Федерального закона N 116-ФЗ;

в) назначить необходимое количество лиц обслуживающего оборудование персонала (специалистов и рабочих), состоящего в штате эксплуатирующей организации, удовлетворяющего квалификационным требованиям, не имеющего медицинских противопоказаний к указанной работе и допущенного в установленном распорядительными документами организации порядке к самостоятельной работе. Количество персонала, необходимого для безопасной эксплуатации оборудования, должно соответствовать указанному в проекте на данный ОПО (при наличии таких данных в проекте).

Таким образом, распределение обязанностей между разными службами (отделами) в организации является прерогативой исключительно самой организации (ее распорядительного органа) и закрепляется локальными нормативными актами организации (ЛНА). Должностные лица, которые отвечают за эксплуатацию опасных объектов, не должны допускать к обслуживанию лиц, не прошедших соответствующего обучения, не изучивших соответствующие правила и инструкции по обслуживанию опасных объектов и не получивших допуск.

Обоснование:

В настоящее время требования к эксплуатации факельных систем регулируются отраслевыми ФНП в области промышленной безопасности, в том числе:

— ФНП «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утв. Приказом Ростехнадзора от 15.12.2020 N 533 (пункты 139-158 и др.);

— ФНП «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности », утв. Приказом Ростехнадзора от 15.12.2020 N 534 (пункты 93, 773, 819, 873 и др.);

— ФНП «Правила безопасности объектов сжиженного природного газа», утв. Приказом Ростехнадзора от 11.12.2020 N 521 (пункты 34, 42-53 и др.), а также Руководством по безопасности факельных систем, утв. Приказом Ростехнадзора от 22.12.2021 N 450 (далее — Руководство).

Расчет теплового излучения факела следует выполнять согласно приложению N 7 к Руководству по безопасности факельных систем .

Данный нормативный документ находится в открытом доступе в сети Интернет, в том числе на сайте ИСС «Кодекс/Техэксперт».

Обоснование:

Согласно п.33 ФНП «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утв. приказом Ростехнадзора N 534 от 15.12.2020 (далее — ФНП НГП), эксплуатирующая организация должна разработать инструкцию по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов, учитывающую специфику эксплуатации месторождений и технологию проведения работ при бурении, освоении, геофизических исследованиях скважин, реконструкции, ремонте, техническом перевооружении, консервации и ликвидации скважин, а также при ведении геофизических и ПВР на скважинах, и согласовать ее с ПАСФ.

Поскольку данное требование помещено в разделе «Требования к организациям, эксплуатирующим ОПО» и ФНП не установлено иное, положения п.33 распространяются на все объекты, подпадающие под область применения указанных Правил, где возможны ГНВП и открытые фонтаны, включая ОПО НГК на суше.

При этом п.471 в отношении ОПО МНГК дополнительно установлено, что для предупреждения ГНВП и открытых фонтанов следует выполнять требования инструкций по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов, разработанных организацией, эксплуатирующей ОПО.

Разумеется, отсутствие аналогичного специального указания для ОПО НГК на суше при наличии требования, установленного п.33 ФНП НГП, необходимости наличия и соблюдения соответствующих инструкций для указанных ОПО не исключает.

Таким образом, несмотря на отсутствие дополнительного (специального) указания по аналогии с п.471 ФНП НГП для ОПО МНГК необходимость наличия (и, соответственно, выполнения требований) инструкций по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов ОПО НГК на суше так же нормируется.

В п.6.3 на рисунке 6 и в таблице 5 ГОСТ 33259-2015 приведены размеры фланцев стальных плоских свободных на отбортовке (тип 03). В примечании к таблице 5 отмечено, что фланцы типа 03 изготавливаются с уплотнительной поверхностью исполнения В (то есть с соединительным выступом). А на иллюстрации к вопросу показано исполнение J под прокладку овального сечения. Можно заключить, что фланец на иллюстрации к вопросу не относится к типу 03 по ГОСТ 33259-2015. Также можно заключить, что фланец на иллюстрации к вопросу не относится ни к одному из типов, показанных на рисунке 1 ГОСТ 33259-2015 и является нестандартным. Для фланца, не относящегося ни к одному из типов по ГОСТ 33259-2015, не применимы требования ГОСТ 33259-2015 ни по рабочему давлению, ни по материалу, из которого должен быть изготовлен фланец.

Что касается метода Б ГОСТ 32507-2013 «Бензины автомобильные и жидкие углеводородные смеси. Определение индивидуального и группового углеводородного состава методом капиллярной газовой хроматографии», то по этому методу определяют индивидуальный и групповой компонентный состав автомобильных бензинов в массовых долях (в этих единицах выражены также сходимость и воспроизводимость). Если необходимо использовать именно метод Б ГОСТ 32507-2013, то определяют массовые доли компонентов смеси, а далее по известной массовой доле каждого компонента, массе всех компонентов и молярным массам каждого компонента пересчитывают массовые доли компонентов в объемные (массовая доля компонента — это отношение массы компонента к массе смеси, а молярная (объемная) доля — это отношение количества моль компонента к количеству моль смеси). При возникновении затруднений с пересчетом можно воспользоваться формулами из любого справочника химика.

2) В разделе 9 ГОСТ ISO 13680-2016 ″ Трубы бесшовные обсадные, насосно — компрессорные и трубные заготовки для муфт из коррозионно-стойких высоколегированных сталей и сплавов для нефтяной и газовой промышленности. Технические условия" приведены требования к контролю и испытаниям, в том числе для насосно- компрессорных труб.

3) Методы испытаний насосно- компрессорных труб приведены в разделе 8 ГОСТ Р 52203-2004 ″ Трубы насосно — компрессорные и муфты к ним. Технические условия".

4) Методы испытаний насосно- компрессорных труб приведены в разделе 4 ГОСТ 633-80 ″ Трубы насосно — компрессорные и муфты к ним. Технические условия".

Обоснование:

1. Согласно п.1 ст.1 ТР ТС 012/2011, данный технический регламент Таможенного союза устанавливает требования к оборудованию для работы во взрывоопасных средах, выполнение которых обеспечивает безопасность его применения во взрывоопасных средах.

В соответствии с п.3 ст.1 ТР ТС 012/2011, указанный Технический регламент распространяется на электрическое (электрооборудование), включая Ex-компоненты, и неэлектрическое оборудование для работы во взрывоопасных средах.

2. В статье 2 даны определения основных понятий, способствующих уточнению области применения данного Технического регламента Таможенного союза.

Оборудованием для работы во взрывоопасных средах ТР ТС 012/2011 называет технические устройства (машины, аппараты, стационарные или передвижные установки, элементы их систем управления, защиты, устройства, обеспечивающие защиту, контрольно-измерительные приборы), которые предназначены для работы во взрывоопасных средах и могут содержать собственные потенциальные источники воспламенения окружающей взрывоопасной среды, но их конструкцией предусмотрены меры по исключению недопустимого риска воспламенения этой среды.

Идентификационным признаком оборудования для работы во взрывоопасных средах и Ex-компонентов является наличие средств обеспечения взрывозащиты, указанных в технической документации изготовителя, и маркировки взрывозащиты, нанесенной на оборудование и Ex-компонент.

К взрывозащите относятся меры, обеспечивающие взрывобезопасность оборудования для работы во взрывоопасных средах.

Взрывобезопасностью называется отсутствие недопустимого риска воспламенения окружающей взрывоопасной среды, связанного с возможностью причинения вреда и (или) нанесения ущерба.

3. Арматура, установленная на оборудовании, в котором обращаются взрывоопасные среды, может стать потенциальным источником воспламенения окружающей взрывоопасной среды, например, вследствие искрообразования.

Согласно п.1 гл.IV Приложения N 1 к ТР ТС 012/2011, в зависимости от предусмотренных специальных мер по предотвращению воспламенения окружающей взрывоопасной среды неэлектрическое оборудование может иметь один вид или сочетание нескольких регламентированных данным пунктом ТР ТС 012/2011 видов взрывозащиты, например, защиту вида «конструкционная безопасность».

Применение видов взрывозащиты неэлектрического оборудования регламентировано ГОСТ серии 31441 и другими документами в области стандартизации, которые включены в:

1) Перечень международных и региональных (межгосударственных) стандартов, а в случае их отсутствия — национальных (государственных) стандартов, содержащих правила и методы исследований (испытаний) и измерений, в том числе правила отбора образцов, необходимые для применения и исполнения требований технического регламента Таможенного союза «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах» (ТР ТС 012/2011) и осуществления оценки соответствия объектов технического регулирования;

2) Перечень международных и региональных (межгосударственных) стандартов, а в случае их отсутствия — национальных (государственных) стандартов, в результате применения которых на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований технического регламента Таможенного союза «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах» (ТР ТС 012/2011).

Таким образом, поскольку арматура в составе оборудования, эксплуатируемого во взрывоопасных средах, может сама по себе стать источником взрыва, подтверждение ее соответствия данному ТР ТС 012/2011 необходимо.

В ст.8 определено, что Техническое перевооружение осуществляются на основании документации, разработанной в порядке, установленном настоящим Федеральным законом, с учетом законодательства о градостроительной деятельности. Документация на техническое перевооружение ОПО подлежит экспертизе промышленной безопасности. Не допускаются техническое перевооружение ОПО без положительного заключения экспертизы промышленной безопасности, которое в установленном порядке внесено в реестр заключений экспертизы промышленной безопасности.

В ст.13 указано, что экспертизе промышленной безопасности подлежат:

— документация на техническое перевооружение ОПО;

— технические устройства, применяемые на опасном производственном объекте, в случаях, установленных статьей 7 Федерального закона N 116-ФЗ;

— декларация промышленной безопасности, разрабатываемая в составе документации на техническое перевооружение ...;

Экспертиза промышленной безопасности проводится в порядке, установленном ФНП в области промышленной безопасности от 20.10.2020 N 420.

Результатом проведения экспертизы промышленной безопасности является заключение, которое подписывается руководителем организации, проводившей экспертизу промышленной безопасности, и экспертом или экспертами в области промышленной безопасности, участвовавшими в проведении указанной экспертизы.

Заключение экспертизы промышленной безопасности представляется ее заказчиком в федеральный орган исполнительной власти в области промышленной безопасности или его территориальный орган, которые вносят в реестр заключений экспертизы промышленной безопасности это заключение в течение пяти рабочих дней со дня его поступления.

Заключение экспертизы промышленной безопасности может быть использовано исключительно с даты его внесения в реестр заключений экспертизы промышленной безопасности федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности или его территориальным органом.

В ст.14 установлено , что декларация промышленной безопасности разрабатывается в составе документации на техническое перевооружение. Декларацию промышленной безопасности представляют органам государственной власти, органам местного самоуправления в порядке, который установлен Правительством РФ от 17 августа 2020 года N 1241.

В отношении технических устройств (к которым в соотв. с определением в N 116-ФЗ относится указанная Вами арматура) в ст.7 указано:

1. Обязательные требования к техническим устройствам, применяемым на опасном производственном объекте, и формы оценки их соответствия указанным обязательным требованиям устанавливаются в соответствии с законодательством Российской Федерации о техническом регулировании.

2. Если техническим регламентом не установлена иная форма оценки соответствия технического устройства, применяемого на опасном производственном объекте, обязательным требованиям к такому техническому устройству, оно подлежит экспертизе промышленной безопасности до начала применения на опасном производственном объекте.

На указанную Вами арматуру распространяется ТР ТС 010/2011, возможно ТР ТС 021/2011. Т.е. она должна соответствовать требованиям этих регламентов, оценка соответствия которым подтверждается сертификацией или декларированием.

Т.о., до проведения работ необходимо:

— наличие документации, подтверждающей соответствие технических устройств ТР ТС;

— разработка документации на техническое перевооружение;

— разработка декларации промышленной безопасности в соотв. со ст.14 N 116-ФЗ;

— экспертиза промышленной безопасности;

— получение положительного заключения экспертизы и внесение его в реестр заключений экспертизы промышленной безопасности;

— предоставление декларации промышленной безопасности органам государственной власти, органам местного самоуправления.

В ст.8 определено, что техническое перевооружение осуществляется на основании документации, разработанной в порядке, установленном настоящим Федеральным законом, с учетом законодательства о градостроительной деятельности. Документация на техническое перевооружение ОПО подлежит экспертизе промышленной безопасности. Не допускается техническое перевооружение ОПО без положительного заключения экспертизы промышленной безопасности, которое в установленном порядке внесено в реестр заключений экспертизы промышленной безопасности.

В ст.13 указано, что экспертизе промышленной безопасности подлежат:

— документация на техническое перевооружение ОПО;

— технические устройства, применяемые на опасном производственном объекте, в случаях, установленных статьей 7 Федерального закона N 116-ФЗ;

— декларация промышленной безопасности, разрабатываемая в составе документации на техническое перевооружение ....

Экспертиза промышленной безопасности проводится в порядке, установленном ФНП в области промышленной безопасности от 20.10.2020 N 420.

Результатом проведения экспертизы промышленной безопасности является заключение, которое подписывается руководителем организации, проводившей экспертизу промышленной безопасности, и экспертом или экспертами в области промышленной безопасности, участвовавшими в проведении указанной экспертизы.

Заключение экспертизы промышленной безопасности представляется ее заказчиком в федеральный орган исполнительной власти в области промышленной безопасности или его территориальный орган, которые вносят в реестр заключений экспертизы промышленной безопасности это заключение в течение пяти рабочих дней со дня его поступления.

Заключение экспертизы промышленной безопасности может быть использовано исключительно с даты его внесения в реестр заключений экспертизы промышленной безопасности федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности или его территориальным органом.

В ст.14 установлено, что декларация промышленной безопасности разрабатывается в составе документации на техническое перевооружение. Декларацию промышленной безопасности представляют органам государственной власти, органам местного самоуправления в порядке, который установлен Правительством РФ от 17 августа 2020 года N 1241.

В отношении технических устройств (к которым в соотв. с определением в N 116-ФЗ относится указанная вами арматура) в ст.7 указано:

1. Обязательные требования к техническим устройствам, применяемым на опасном производственном объекте, и формы оценки их соответствия указанным обязательным требованиям устанавливаются в соответствии с законодательством Российской Федерации о техническом регулировании.

2. Если техническим регламентом не установлена иная форма оценки соответствия технического устройства, применяемого на опасном производственном объекте, обязательным требованиям к такому техническому устройству, оно подлежит экспертизе промышленной безопасности до начала применения на опасном производственном объекте.

На указанную вами арматуру распространяется ТР ТС 010/2011, возможно, ТР ТС 021/2011. Т.е. она должна соответствовать требованиям этих регламентов, оценка соответствия которым подтверждается сертификацией или декларированием.

Т.о., до проведения работ необходимо:

— наличие документации, подтверждающей соответствие технических устройств ТР ТС;

— разработка документации на техническое перевооружение;

— разработка декларации промышленной безопасности в соотв. со ст.14 N 116-ФЗ;

— экспертиза промышленной безопасности;

— получение положительного заключения экспертизы и внесение его в реестр заключений экспертизы промышленной безопасности;

— предоставление декларации промышленной безопасности органам государственной власти, органам местного самоуправления.

Обоснование:

Требование о наличии токопроводящих перемычек на фланцевых соединениях трубопроводов, включая газопроводы, вытекает из положений Правил устройства электроустановок (ПУЭ). Применение данных перемычек обусловлено необходимостью заземления трубопровода и уравнивания потенциалов в условиях непрерывности электрической цепи.

Общие условия устройства основной системы уравнивания потенциалов приведены в п.1.7.82 ПУЭ.

Согласно п.1.7.83 ПУЭ, для уравнивания потенциалов могут быть использованы специально предусмотренные проводники либо открытые проводящие части и сторонние проводящие части, если они удовлетворяют требованиям 1.7.122 к защитным проводникам в отношении проводимости и непрерывности электрической цепи.

Пунктом 1.7.122 ПУЭ установлено, что использование открытых и сторонних проводящих частей в качестве PE-проводников допускается, если они отвечают требованиям к проводимости и непрерывности электрической цепи.

Сторонние проводящие части могут быть использованы в качестве PE-проводников, если они, кроме того, одновременно отвечают следующим требованиям:

1) непрерывность электрической цепи обеспечивается либо их конструкцией, либо соответствующими соединениями, защищенными от механических, химических и других повреждений;

2) их демонтаж невозможен, если не предусмотрены меры по сохранению непрерывности цепи и ее проводимости.

В соответствии с п.1.7.139 ПУЭ, соединения и присоединения заземляющих, защитных проводников и проводников системы уравнивания и выравнивания потенциалов должны быть надежными и обеспечивать непрерывность электрической цепи.

Места и способы присоединения заземляющих проводников к протяженным естественным заземлителям (в частности, к трубопроводам) выбираются такими, чтобы при разъединении заземлителей для ремонтных работ ожидаемые напряжения прикосновения и расчетные значения сопротивления заземляющего устройства не превышали безопасных значений (п.1.7.143 ПУЭ).

Обоснование:

В соответствии с п.1303 ФНП НГП при каротаже пробуренного ствола скважины подъемник и лаборатория должны устанавливаться так, чтобы обеспечивались хороший обзор устья, свободный проход работников на мостки и сигнализационная связь между ними и устьем скважины.

Согласно п.1312 ФНП НГ с рабочего места оператора подъемника каротажной станции должны быть хорошо видны все элементы оборудования герметизации устья.

Требований к расстояниям между местом работы геофизической партии и устьем скважины ФНП НГП не устанавливает.

В то же время согласно п.6.2.3 РД 153-39.0-072-01 «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах» (устанавливает для организаций топливно-энергетического комплекса единые требования проведения геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах приборами на кабеле и наземным оборудованием, обеспечивающим цифровую регистрацию данных измерений и сопутствующей информации) по прибытии на скважину персонал каротажной партии (отряда) в числе прочего:

— устанавливает каротажный подъемник в 25-40 м от устья скважины;

— устанавливает лабораторию в 5-10 м от подъемника таким образом, чтобы из ее окон и двери просматривались подъемник и устье скважины.

При этом пунктом Б.8 Приложения Б (справочное) «Технические условия на подготовку скважин для проведения промыслово-геофизических исследований и других работ приборами на кабеле в действующих скважинах» к данному РД площадка для размещения каротажной лаборатории и подъемника размещается на расстоянии 20-30 м от устья скважины. Расстояние между лабораторией и подъемником («ширина прохода») должно быть не менее 3 м.

Таким образом, минимальное расстояние от места работы геофизической партии до устья скважины определяется местом установки каротажного подъемника и лаборатории и составляет не менее 20 м (между площадкой для установки лаборатории и подъемника и устьем скважины).

Обоснование:

1. Пунктом 6.18.1 ГОСТ Р 58367-2019 «Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование» (распространяется на проектирование новых, реконструкцию, техническое перевооружение существующих объектов обустройства нефтяных, газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений на суше, расположенных на территории Российской Федерации) установлено, что для обеспечения экологической безопасности при проектировании объектов обустройства месторождений нефти при размещении, строительстве и эксплуатации объектов обустройства месторождений нефти в проектной документации предусматривают эффективные меры по сбору, накоплению, транспортированию, обработке, утилизации, обезвреживанию, размещению отходов, ... которые должны быть безопасными для окружающей среды, обеспечивать снижение негативного воздействия нефтегазодобычи на окружающую среду и возмещение вреда окружающей среде, причиненного в процессе строительства и эксплуатации объектов.

2. Согласно п.1051 ФНП НГП, утв. приказом Ростехнадзора N 534 от 15.12.2020, промышленные стоки установок подготовки нефти, газа и газового конденсата должны подвергаться нейтрализации, очистке и утилизации согласно технологическому регламенту.

В отношении объектов, на которых осуществляется исследование скважин, ФНП НГП установлено (п.646), что исследование разведочных и эксплуатационных скважин в случае отсутствия возможности утилизации жидкого продукта не допускается (то же установлено п.1046 ФНП НГП в отношении объектов, использующих продукцию с содержанием сероводорода).

Пунктом 1038 ФНП НГП установлено (подраздел «Эксплуатация резервуаров»), что сброс загрязнений после зачистки резервуаров в канализацию запрещается. Сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров, отводятся по сборно-разборным трубопроводам в шламонакопители.

Таким образом, нормативными документами устанавливается необходимость сбора и утилизации отходов, образовывающихся при ведении технологических процессов на объектах добычи и подготовки нефти, газа и конденсата в целях уменьшения воздействия на окружающую среду. Поскольку предполагается образование таких отходов, то, соответственно, и их прием, сбор и накопление для целей организованной утилизации в дальнейшем.

Перечисленное в том или ином виде также нормировалось и ранее действовавшими нормативными документами в области промышленной безопасности (ФНП НГП, утв. приказом Ростехнадзора N 101 от 12.03.2013, ПБ 08-624-03).

3. В соответствии с ГОСТ Р 58367 шламовые амбары сооружаются в составе установок подготовки пластовой воды, являющихся составной частью единого технологического комплекса сооружений по подготовке нефтегазоводяной смеси (п.6.3.4.1).

Шламовый амбар проектируют секциями, имеющими земляное обвалование или выполненными из железобетонных конструкций. Его полезную площадь определяют с учетом суммарного количества осадков, продолжительности их накопления и других факторов (п.п.6.3.4.22-6.3.4.27 ГОСТ Р 58367).

Кроме того, согласно п.6.7.1.4 ГОСТ Р 58367, в шламовые амбары в целях дальнейшей утилизации предусматривается сброс продуктов зачистки, пропарки резервуаров, технологических аппаратов и т.п., если их невозможно вернуть в технологический процесс.

То же в части устройства шламовых амбаров ранее нормировалось ВНТП 3-85 (утратили силу) в отношении крупных промысловых объектов. На площадках отдельных эксплуатационных скважин, кустов скважин, ДНС без административно-бытовых зданий, РВС и УПС, сепарационных и замерных установок и других аналогичных отдельно стоящих объектов сбор сточных вод предписывалось производить в канализационные емкости с последующим вывозом стоков на соответствующие очистные сооружения крупных объектов нефтедобычи.

Таким образом, для целей уменьшения воздействия на окружающую среду на объектах добычи н.г.к. должны предусматриваться шламонакопители — сооружения для сбора и накопления отходов (осадков), образующихся при очистке пластовых и производственно-дождевых вод.

К участкам магистрального трубопровода, являющимся опасными производственными объектами (ОПО), применимо данное в ст.1 Федерального закона N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» определение технического перевооружения ОПО как приводящих к изменению технологического процесса на ОПО внедрения новой технологии, автоматизации ОПО или его отдельных частей, модернизации или замены применяемых на ОПО технических устройств.

В Градостроительном кодексе дано определение реконструкции: это изменение параметров объекта капитального строительства, его частей (высоты, количества этажей, площади, объема), в том числе надстройка, перестройка, расширение объекта капитального строительства, а также замена и (или) восстановление несущих строительных конструкций объекта капитального строительства, за исключением замены отдельных элементов таких конструкций на аналогичные или иные улучшающие показатели таких конструкций элементы и (или) восстановления указанных элементов. Отсюда следует, что техническое перевооружение не относится к реконструкции.

В разделе 1 «Область применения» СП 86.13330.2022 «Магистральные трубопроводы» установлено, что данный свод правил распространяется на строительство новых, реконструкцию действующих магистральных трубопроводов. Следовательно, СП 86.13330.2022 не распространяется на техническое перевооружение действующих магистральных трубопроводов.

В соответствии с последним предложением ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей» массовая доля механических примесей до 0,005% включительно оценивается как их отсутствие.

ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» распространяется только на нефть. В соответствии с п.8.5 ГОСТ Р 51858-2002 массовую долю механических примесей к нефти определяют не реже одного раза в 10 дней. Отсутствие механической примеси в пробе распространяется на все партии нефти до проведения следующих периодических испытаний. При несоответствии результатов периодических определений механической примеси установленному в таблице 3 ГОСТ Р 51858-2002 нормативу 0,05% испытания переводят в категорию приемосдаточных для каждой партии до получения положительных результатов не менее чем в трех партиях подряд. А наличие механических примесей в авиационном бензине, в соответствии с п.9.5 ГОСТ 1012-2013 «Бензины авиационные. Технические условия», определяют визуально для каждой партии, а не периодически. Поэтому частота проведения испытаний нефти и нефтепродуктов зависит от требований стандарта технических условий (общих технических условий) на продукт.