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.

В СТО-СА-03-005-2010 указано:

«Настоящий стандарт устанавливает общие положения, технические требования и рекомендации, а также содержит необходимые справочные материалы, которые призваны обеспечить выполнение требований действующих „Правил устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов“ ПБ 03-585-03 при производстве ремонтных работ на технологических трубопроводах нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических предприятий».

ПБ 03-585-03 отменены, соответственно СТО-СА-03-005-2010 не только не относится к документам обязательного применения, но и является неактуальным.

Аналогично и СТО 38.17.003-2009 не относится к обязательным документам. И тот, и другой СТО могут применяться в части, не противоречащей обязательным требованиям нормативных документов, таких как РД 03-615-03 (действует до 01.09.2022), ФНП.

Что касается ГОСТ 32569, то этот стандарт также не относится к документам обязательного применения, но при этом он включен в доказательные базы технических регламентов: ТР ТС 010/2011, ТР ТС 032/2013, ТР ЕАЭС 049/2020, т.е. выполнение его требований обеспечивает выполнение требований этих технических регламентов. При этом ГОСТ 32569 включен в «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, работающего под избыточным давлением“ (ТР ТС 032/2013) и осуществления оценки соответствия объектов технического регулирования», утвержденный Решением Коллегии Евразийской экономической комиссии от 11.06.2019 N 96.

Т.е. применение методов, приведенных в ГОСТ 32569, является необходимым для исполнения требований технического регламента ТР ТС 032/2013.

Т.о., если технологические трубопроводы подпадают под ТР ТС 032/2013, то применение методов исследований (испытаний) и измерений этого стандарта необходимо. Что касается «добровольных» перечней, то в отношении документов, включенных в такие перечни к ТР ТС, ТР ЕАЭС, в Договоре о Евразийском экономическом союзе (от 29.05.2014, прил.9) указано:

«Применение на добровольной основе соответствующих стандартов, включенных в указанный перечень, является достаточным условием соблюдения требований соответствующего технического регламента Союза.

Неприменение стандартов, включенных в указанный перечень, не может рассматриваться как несоблюдение требований технического регламента Союза.

В случае неприменения стандартов, включенных в указанный перечень, оценка соответствия осуществляется на основе анализа рисков».

Т.е. применение ГОСТ 32569 в целях указанных регламентов, как минимум, целесообразно.

Обоснование:

Нормативы численности персонала относятся к нормам труда (часть 1 статьи 160 Трудового кодекса РФ).

На основании статьи 161 ТК РФ для однородных работ могут разрабатываться и устанавливаться типовые (межотраслевые, отраслевые, профессиональные и иные) нормы труда. Типовые нормы труда разрабатываются и утверждаются в порядке, установленном уполномоченным Правительством Российской Федерации федеральным органом исполнительной власти.

Типовых норм труда, а именно типовых нормативов численности персонала, необходимого для обеспечения эксплуатации (обслуживания) газораспределительных станций, централизованно не установлено.

В таком случае работодатель вправе сам с учетом мнения представительного органа работников осуществить разработку норм численности работников и утвердить их локальным нормативным актом в соответствии со статьями 159, 162 ТК РФ.

В любом случае численность и укомплектованность персонала должна быть достаточной для того, чтобы осуществлять выполнение комплекса мероприятий, обеспечивающих содержание объектов в исправном и безопасном состоянии, с учетом количества и технических характеристик эксплуатируемых объектов (пункт 1 статьи 9 Федерального закона от 21.07.1997 N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»).

Вместе с тем, обращаем внимание, что поскольку объекты магистральных газопроводов (в том числе газораспределительные станции) могут находиться во владении конкретных юридических лиц, то, соответственно, владельцы вправе определять самостоятельно требования к технической и безопасной эксплуатации таких объектов. Пример — СТО Газпром 2-3.5-454-2010 «Правила эксплуатации магистральных газопроводов». Такой стандарт является внутренним стандартом организации и не имеет характера общеобязательного нормативного-правового акта, поэтому не представляется возможным подтвердить действующий статус данного стандарта. Тем не менее, просим учитывать вероятность наличия подобных документов и необходимость учитывать их правила при организации эксплуатации и обслуживания ГРС (в том числе при разработке нормативов численности персонала).

«14. Для регистрации объекта в государственном реестре эксплуатирующая организация не позднее 10 рабочих дней со дня начала эксплуатации опасного производственного объекта представляет в регистрирующий орган на бумажном носителе или в форме электронного документа, подписанного усиленной квалифицированной электронной подписью, следующие документы, необходимые для формирования и ведения государственного реестра:...

к) наименование опасного вещества, его вид в соответствии с таблицами 1 и 2 приложения 2 к Федеральному закону „О промышленной безопасности опасных производственных объектов“; наименование, тип, марка, модель (при наличии), регистрационные или учетные номера (для подъемных сооружений и оборудования, работающего под давлением, подлежащего учету в регистрирующем органе (при наличии), заводские номера и (или) инвентарные номера (при наличии) технических устройств;

л) проектные (эксплуатационные) характеристики, дата изготовления и ввода в эксплуатацию технических устройств, зданий (сооружений)». И все, других документов на технические устройства для регистрации не требуется.

При этом проверка необходимой документации на изделия, конструкции, узлы осуществляется при входном строительном контроле при производстве работ по возведению объекта. Результаты входного контроля отражаются в журнале входного контроля (в соотв. с СП 48.13330.2019). Что касается необходимой документации на указанную вами продукцию, то это может быть сертификат и техническое свидетельство. Перечень продукции, для которой необходим сертификат соответствия, установлен в постановлении Правительства РФ от 01.12.2009 N 982. Среди трубной продукции приведены только: «Трубы полиэтиленовые напорные и для газопроводов» (п.2248). Что касается технического свидетельства (ТС), то его необходимость установлена в постановлении Правительства РФ от 27.12.97 N 1636, где указано:

«Правила устанавливают общие требования к проведению проверки и подтверждению пригодности для применения в строительстве новых материалов, изделий, конструкций и технологий (далее именуется — новая продукция), применение которых в строительстве не регламентировано действующими строительными нормами и правилами, государственными стандартами и другими нормативными документами».

Т.е. по всей видимости, в вашем случае необходимо получение ТС. Правила и процедура приведены в указанном ПП 1636, а также на сайте организации, выдающей ТС — ФАУ «ФЦС» https://www.faufcc.ru/acceptability-appraisal/registration-regulations/

При этом в п.11. Установлено:

"Объект технического регулирования может быть идентифицирован в качестве сети газопотребления , если транспортирует природный газ:

а) к газоиспользующему оборудованию газифицируемых зданий и газоиспользующему оборудованию, размещенному вне зданий, — с давлением, не превышающим 1,2 мегапаскаля;

б) к газотурбинным и парогазовым установкам — с давлением, не превышающим 2,5 мегапаскаля".

Исходя из этих положений можно сделать выводы:

— п.2 Вашего перечня не относится к сетям газопотребления , поскольку давление 3,4 МПа выше допустимого. Допустимое давление до 2,5 МПа установлено для всей сети (и на входе, и на выходе, см. Приложение 2);

— п.3 Вашего перечня не относится к сетям газопотребления , поскольку во всех положениях регламента речь идет именно о природном газе;

— п.4 Вашего перечня не относится к сетям газопотребления , поскольку участок газопровода не может быть сетью (в соотв. с определением сети газопотребления);

— п.4 Вашего перечня может относиться к сетям газопотребления при условии выполнения других требований (по давлению, составу).

Пунктом 6.7 ГОСТ 24297-2013 установлено, что продукцию на верификацию представляют с сопроводительной документацией, удостоверяющей ее качество (например, сертификатом, паспортом, удостоверением о качестве и т.д.). Оригинал или копия документации должны быть представлены — положениями ГОСТ 24297-2013 не устанавливается.

Персонал, ответственный за хранение, должен своевременно представлять закупленную продукцию на верификацию вместе с сопроводительной документацией поставщика, удостоверяющей ее качество и комплектность (п.7.7 ГОСТ 24297-2013).

Как правило, при отсутствии оригинала документа копия должна быть заверена печатью поставщика, т.к. это подтверждает подлинность предоставленных сведений и исключает их подделку.

1.1. Раздел 6. Контроль качества при приёме, хранении и отпуске нефтепродуктов.

П.6.22. Перед сливом нефтепродукта из автоцистерны в резервуар АЗС в ней проверяют наличие подтоварной воды и механических примесей, отбирают контрольную пробу в соответствии с установленными требованиями, которая используется в качестве арбитражной, и определяют:

— для автобензинов — плотность, температуру, содержание воды и механических примесей;

— для дизельного топлива — плотность, температуру, содержание воды и механических примесей (визуально).

Контрольную пробу, на случай необходимости проведения арбитражного анализа, сохраняют в течение суток после полной реализации принятого нефтепродукта в резервуаре АЗС.

1.2. Согласно Приложению N 2. Контрольный анализ нефтепродуктов при приёмо-сдаточных испытаниях проводится при температуре +20 градусов Цельсия.

2. При отборе проб (нефтепродуктов) можно руководствоваться ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».

Вывод:

Ограничений по температуре при отборе проб нефти и нефтепродуктов в нормативной литературе не обнаружено.

«3.24. Перекачку различных нефтепродуктов по нефтепродуктопроводам складов нефтепродуктов следует производить в соответствии с нормами технологического проектирования складов нефтепродуктов.

Нефтепродукты, применяемые в авиационной технике, а также прямогонный бензин и другие неэтилированные бензины следует перекачивать по отдельным нефтепродуктопроводам, предназначенным только для нефтепродуктов одной подгруппы».

В ВНТП 5-95 (п.6.2.1, Приложение 6) допускается перекачка по одному трубопроводу нефтепродуктов одной группы. Однако ВНТП, как вид, относится к старой Системе нормативных документов в строительстве, применение которых законодательством не регулируется.

Существует ГОСТ Р 58404-2019 «Станции и комплексы автозаправочные. Правила технической эксплуатации», в котором указано:

«10.1 Качество нефтепродуктов, продаваемых на АЗС, должно соответствовать требованиям Технических регламентов Таможенного союза [8] или [9] и технических условий на нефтепродукты.

Ответственность за контроль и обеспечение сохранности качества нефтепродуктов на АЗС возлагается на ее руководителя, или уполномоченное им лицо.....

10.6 В целях обеспечения сохранности качества нефтепродуктов следует на постоянной основе:

— обеспечивать чистоту и исправность сливных и фильтрующих устройств, резервуаров, технологических трубопроводов и запорной арматуры, ТРК и МРК;

— исключать смешение нефтепродуктов;».

Т.о., в нормативных документах нет запрета на транспортировку нефтепродуктов одной группы по одному трубопроводу. При этом недопустимо смешивание, и качество нефтепродуктов должно соответствовать требованиям Технических регламентов (ТР ТС 013/2011) и технических условий на нефтепродукты.

Обоснование:

Согласно действующему законодательству проектная документация разрабатывается на строительство, реконструкцию объектов капитального строительства — зданий, сооружений (ст.48 Градостроительного кодекса РФ), а также на снос (демонтаж) указанных объектов (проект организации работ по сносу ОКС — ст.55.30 ГрК РФ), документация (в порядке, определенном ст.8 ФЗ N116 от 21.07.1997) — на техническое перевооружение, консервацию, ликвидацию ОПО.

Несмотря на то, что сети инженерно-технического обеспечения входят в состав объекта капитального строительства и как самостоятельный объект капитального строительства не рассматриваются, в данном случае снос объектов капитального строительства (зданий, сооружений) не предполагается, соответственно, разработка проекта организации работ по сносу ОКС не требуется.

Применительно к рассматриваемой ситуации (в условиях действующего ОПО) разработка документации (согласно ФЗ N 116) потребовалась бы для случая технического перевооружения ОПО — в связи с исключением из состава ОПО технических устройств, приводящих к изменению технологического процесса на ОПО и его состава. Однако в связи с тем, что газопроводы в Сведениях, характеризующих ОПО, не фигурируют, и, соответственно, в составе ОПО не числятся, и их демонтаж не приведет к изменению технологического процесса, осуществляемого на ОПО в настоящее время, разработка указанной документации также не требуется.

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:

По смыслу части 1 статьи 7 Закона РФ от 21.02.1992 N 2395-1 «О недрах» горный отвод — участок недр в виде геометризованного блока недр, который предоставляется пользователю в соответствии с лицензией на пользование недрами для добычи полезных ископаемых, строительства и эксплуатации подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых, образования особо охраняемых геологических объектов, для разработки технологий геологического изучения, разведки и добычи трудноизвлекаемых полезных ископаемых, а также в соответствии с соглашением о разделе продукции при разведке и добыче минерального сырья.

При этом в силу части 3 статьи 7 Закона N 2395-1 и пункта 4 Требований к содержанию проекта горного отвода, форме горноотводного акта, графических приложений к горноотводному акту и ведению реестра документов, удостоверяющих уточненные границы горного отвода, утв. Приказом Ростехнадзора от 09.12.2020 N 508, горноотводная документация включает горноотводный акт, составленный по форме согласно приложению N 1 к Требованиям N 508, и графические приложения к горноотводному акту. Это документы, которые удостоверяют уточненные границы горного отвода (горноотводный акт и графические приложения) и включаются в лицензию в качестве ее неотъемлемой составной части.

Согласно пункту 28 Требований N 508 срок действия горноотводной документации должен соответствовать лицензии на пользование недрами и указываться в горноотводном акте.

Понятие «обновление горноотводной документации» (и основания такого обновления) в законодательстве не употребляется.

Однако горноотводная документация подлежит переоформлению в определенных случаях.

Так, согласно пункту 27 Требований N 508 переоформление горноотводной документации осуществляется в соответствии с положениями пунктов 17, 18 Правил подготовки и оформления документов, удостоверяющих уточненные границы горного отвода, утв. Постановлением Правительства РФ от 16.09.2020 N 1465, и иных нормативных правовых актов в сфере недропользования в порядке, установленном Требованиями N 508 для оформления горноотводной документации.

В силу пункта 17 Правил N 1465 горноотводная документация подлежит переоформлению:

а) при необходимости внесения изменений в уточненные границы горного отвода в случаях изменения геологической информации о недрах, наличия технологических потребностей, условий и факторов, влияющих на безопасное состояние недр, земной поверхности и расположенных на ней объектов, в том числе при изменении технического проекта выполнения работ, связанных с пользованием недрами;

б) в случаях изменения срока пользования участком недр, установленного в лицензии на пользование недрами, переоформления лицензии на пользование недрами, выявления технических ошибок в лицензии на пользование недрами и (или) в документации.

При этом переоформление такой документации осуществляется в порядке и сроки, которые установлены для оформления документации, а в случаях, предусмотренных подпунктом «б» пункта 17 Правил N 1465, — в срок, не превышающий 15 дней со дня поступления заявления (пункт 18 Правил N 1465).

Иными словами, при переоформлении горноотводной документации фактически требуется оформление новой горноотводной документации.

Добавим, что, возможно, Вы имели в виду обновление планов и схем развития горных работ.

В силу пункта 5 Правил подготовки, рассмотрения и согласования планов и схем развития горных работ по видам полезных ископаемых, утв. Постановлением Правительства РФ от 16.09.2020 N 1466, план развития горных работ составляется на 1 год по всем планируемым видам горных работ. Схема развития горных работ составляется по решению пользователя недр на срок, не превышающий 5 лет, по одному или нескольким видам работ (вскрышные, подготовительные, рекультивационные, геологические, маркшейдерские, работы по добыче полезных ископаемых и первичной переработке минерального сырья).

При этом планы и схемы развития горных работ состоят из графической части и пояснительной записки с табличными материалами (пункт 3 Требований к подготовке, содержанию и оформлению планов и схем развития горных работ и формы заявления о согласовании планов и (или) схем развития горных работ, утв. Приказом Ростехнадзора от 15.12.2020 N 537).

Графические материалы в зависимости от видов горных работ (пользования недрами) и видов полезных ископаемых состоят из планов поверхности, сводных планов, погоризонтных планов, геологических и структурных карт, характерных разрезов, проекций, схем (пункт 10 Требований N 537).

В силу пункта 21 Требований N 537 в случаях если ситуация местности (объектовый состав) в границах горного отвода и (или) система наблюдений за состоянием горного отвода и расположенных в его границах горных выработок (скважин), зданий, сооружений и иных объектов не претерпели изменений, сводные планы горных работ, планы поверхности должны обновляться (пополняться) по мере необходимости, но не реже одного раза в 5 лет.

Обоснование:

На основании части 4 статьи 3 Гражданского кодекса РФ, постановления Правительства Российской Федерации относятся к актам гражданского законодательства.

Частью первой статьи 4 ГК РФ установлено, что акты гражданского законодательства не имеют обратной силы и применяются к отношениям, возникшим после введения их в действие.

Действие закона распространяется на отношения, возникшие до введения его в действие, только в случаях, когда это прямо предусмотрено законом.

Согласно ч.2 ст.4 ГК РФ, по отношениям, возникшим до введения в действие акта гражданского законодательства, он применяется к правам и обязанностям, возникшим после введения его в действие.

Пунктом 1 Правил подключения (технологического присоединения) газоиспользующего оборудования и объектов капитального строительства к сетям газораспределения, утв. Постановлением Правительства РФ N 1547 от 13.09.2021 (далее — Правила),установлено, что данными Правилами определяется порядок подключения (технологического присоединения) газоиспользующего оборудования, проектируемых, строящихся, реконструируемых или построенных, но не подключенных к сетям газораспределения объектов капитального строительства, в том числе сети газораспределения к другим сетям газораспределения.

Указанные Правила вступили в силу с 18.10.2021 и действуют до 18.10.2027. Применение Правил к отношениям, возникшим до введения их в действие, данными Правилами не предусмотрено.

Таким образом, отказ газоснабжающей организации в восстановлении акта о технологическом присоединении следует считать правомерным.

Если после получения результата первого испытания тот же оператор проведет еще одно испытание (включающее анализ трех порций проб и вычисление среднего значения) на том же оборудовании при одинаковых условиях на идентичном испытуемом продукте в течение длительного промежутка времени при правильном выполнении метода, то расхождение между результатами двух таких испытаний может превысить значение предела повторяемости, установленного в п.12.2 ГОСТ ISO 20846 2016, только в одном случае из двадцати.

Обоснование:

Правила ведения и хранения специальных журналов регистрации операций, связанных с оборотом прекурсоров наркотических средств и психотропных веществ, утв. Постановлением Правительства РФ от 09.06.2010 N 419, устанавливают порядок ведения и хранения специальных журналов регистрации операций, при которых изменяется количество прекурсоров наркотических средств и психотропных веществ, внесенных в списки I и IV перечня наркотических средств, психотропных веществ и их прекурсоров , подлежащих контролю в Российской Федерации, утв. Постановлением Правительства Российской Федерации от 30.06.1998 N 681.

Так, при осуществлении видов деятельности, связанных с оборотом прекурсоров , любые операции, при которых изменяется количество прекурсоров , подлежат занесению в специальный журнал регистрации операций (пункт 2 Правил N 419).

При этом регистрация операций ведется по каждому наименованию прекурсора на отдельном развернутом листе журнала или в отдельном журнале (пункт 3 Правил N 419).

Следовательно, в журнал заносятся отдельно по каждому наименованию прекурсора как операции прихода, так и операции расхода.

Нумерация записей в журналах по каждому наименованию прекурсора осуществляется в пределах календарного года в порядке возрастания номеров. Нумерация записей в новых журналах начинается с номера, следующего за последним номером в заполненных журналах (пункт 9 Правил N 419).

Однако данная норма прямо не отвечает на вопрос о том, как вести нумерацию — общую для операций прихода и расхода или раздельную для таких операций.

Как следует из формы Журнала (Приложение к Правилам N 419), в форме Журнала предусмотрены отдельные графы: «Номер операции по приходу»; «Номер операции по расходу», что, однако с учетом толкования пункта 9 Правил N 419 не свидетельствует с очевидностью о необходимости раздельной нумерации этих операций.

Согласно Письму Минздрава России от 26.01.2018 N 25-4/10/2-425 «О Правилах ведения и хранения специальных журналов регистрации операций, связанных с оборотом наркотических средств и психотропных веществ», нумерация по приходу и расходу должна быть сплошная (сквозная), в хронологическом порядке, что подразумевает последовательность регистрации приходных или расходных операций, связанных с оборотом наркотических средств и психотропных веществ.

Учитывая, что форма журнала регистрации операций, связанных с оборотом наркотических средств и психотропных веществ (утв. Постановлением Правительства РФ от 04.11.2006 N 644) близка по содержанию форме журнала регистрации операций, при которых изменяется количество прекурсоров наркотических средств и психотропных веществ, а Правилами ведения и хранения специальных журналов регистрации операций, связанных с оборотом наркотических средств и психотропных веществ, утв. Постановлением N 644 (так же, как и Правилами N 419), предусмотрено, что нумерация записей в журналах регистрации по каждому наименованию наркотического средства или психотропного вещества осуществляется в пределах календарного года в порядке возрастания номеров, то полагаем возможным применить указанные разъяснения по аналогии.

Тем самым, нумерацию операций по приходу и по расходу следует вести сплошным (сквозным) и последовательным путем (согласно последовательности цифр), не разделяя нумерацию в зависимости от типа операции (приходная или расходная) при присвоении номера.

Т.о., требования ФНП 519 обязательны для лиц, проводящих сварочные работы на изделиях, конструкциях (в т.ч. труб), применяемых на ОПО.

В ФНП 519 далее указывается:

«9. Сварщики и специалисты сварочного производства, выполняющие сварочные работы, должны обладать квалификацией, соответствующей видам выполняемых работ и применяемых при этом технологий сварки, и быть аттестованными для соответствующих способов сварки, видов конструкций, положений при сварке, основных и сварочных материалов¹. Процедуры аттестации должны осуществляться и оформляться с применением цифровых технологий, а содержание аттестационных документов должно быть доступно в электронном виде».

В свою очередь в Правилах N 63 от 30.10.98 установлено:

«1.3. Система аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства (САСв) — комплекс требований, определяющих правила и процедуру аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства, занятых на работах по изготовлению, реконструкции, монтажу и ремонту оборудования и объектов, надзор за которыми осуществляет Госгортехнадзор России.

2.1. Организационная структура САСв включает в себя:

— Госгортехнадзор России;

— Национальный аттестационный комитет по сварочному производству (НАКС);

— головные аттестационные центры (ГАЦ);

— аттестационные центры (АЦ);

— аттестационные пункты (АП)».

Т.о., аттестация нужна и должна проходить в аттестационном центре, пункте, входящем в САСв".

^1. В соответствии с Правилами аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства, утверждёнными постановлением Госгортехнадзора России от 30 октября 1998 года N 63 (зарегистрировано Минюстом России 4 марта 1999 года, регистрационный N 1721) с изменениями, внесёнными приказом Ростехнадзора от 17 октября 2012 года N 588 (зарегистрирован Минюстом России 23 ноября 2012 года, регистрационный N 25903)".

Документ не содержит правовых норм, это технические требования, поэтому в отношении ТУ-газ-86 неприменимы положения Федерального закона «Об обязательных требованиях в Российской Федерации». Отраслевой нормативный документ, который не актуализировался с момента распада СССР, вероятно, устарел, но может использоваться в отдельных случаях в качестве справочного материала.

Декларация о соответствии заполняется по форме, утвержденной решением Коллегии ЕЭК от 25.12.2012 N 293 «О единых формах сертификата соответствия и декларации о соответствии требованиям технических регламентов Евразийского экономического союза и правилах их оформления».

Регистрация декларации о соответствии осуществляется в соответствии с «Правилами регистрации, приостановления, возобновления и прекращения действия деклараций о соответствии, признания их недействительными», утвержденными постановлением Правительства РФ от 19.06.2021 N 936. На основании п.2 «Порядка регистрации деклараций о соответствии» декларация о соответствии формируется и регистрируется в едином реестре в электронной форме с использованием информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» посредством специализированного сервиса автоматизированной электронной регистрации деклараций о соответствии (переход в сервис по ссылке «Сервис регистрации деклараций о соответствии» на сайте Росаккредитации).

Обоснование:

Виды работ по подготовке резервуаров к техническому диагностированию определены следующими нормативными документами:

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

— Руководством по безопасности «Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов», утв. приказом Ростехнадзора N 136 от 31.03.2016 (далее — Руководство по безопасности).

В соответствии с п.п.248, 249 ФНП, металлические резервуары при подготовке к ремонту подлежат зачистке, которая проводится обслуживающим персоналом эксплуатирующей организации или специализированной организацией.

Резервуары также должны быть освобождены от паров нефтепродуктов (путем промывки специальными водными растворами с помощью специального оборудования для механизированной зачистки или пропаркой, а также провентилированы (путем использования принудительной или естественной вентиляции) после освобождения от паров (п.252 ФНП). Вентиляция резервуара должна осуществляться при всех открытых люках (п.253 ФНП).

Работы по зачистке оборудования должны выполняться в соответствии с требованиями технических документов по организации безопасного проведения газоопасных работ, разработанных эксплуатирующей организацией (п.256 ФНП).

Согласно п.19 Руководства по безопасности, при техническом диагностировании очистке подвергаются наружные и внутренние поверхности элементов резервуара, подлежащих указанному диагностированию. Качество подготовки поверхностей элементов резервуара определяется исходя из применяемого метода технического диагностирования.

Объем работ по зачистке РВС, определенный Руководством по безопасности, в целом идентичен таковому, определенному ФНП. Согласно п.19 Руководства по безопасности, в указанный объем работ входят следующие работы по подготовке внутренней поверхности резервуара к техническому диагностированию:

— предварительная дегазация путем принудительной или естественной вентиляции (аэрации) резервуара;

— откачка жидких фракций донных отложений после пропарки резервуара или размыва отложений водой;

— пропарка (при необходимости);

— удаление из резервуара механических примесей и мойка внутренней поверхности резервуара;

— контроль степени зачистки внутренних поверхностей резервуара;

— контроль проб воздуха из атмосферы резервуара.

Работы по техническому диагностированию производятся с разрешения руководства организации — владельца резервуара (эксплуатирующей организации). Разрешение на производство работ по техническому диагностированию дается письменно (п.14 Руководства по безопасности).

Временный вывод резервуара из эксплуатации для проведения его полного технического диагностирования осуществляется по плану, утвержденному руководителем организации — владельца резервуара (эксплуатирующей организации), в случае аварийной ситуации по письменному распоряжению руководителя организации — владельца резервуара (эксплуатирующей организации) (п.16 Руководства по безопасности).

Работы по выводу из эксплуатации и очистке резервуара выполняются в соответствии с проектом производства работ (п.17 Руководства по безопасности).

Перечень работ, связанных с выводом РВС из эксплуатации при проведении полного технического диагностирования, приведен в п.18 Руководства по безопасности.

Техническое диагностирование резервуара (группы резервуаров с одинаковыми сроками эксплуатации, работающих в одинаковых условиях) производится по индивидуальной программе, разрабатываемой на основе типовых программ частичного или полного технического диагностирования (п.22 Руководства по безопасности).

Формы документации, оформляемой при проведении технического диагностирования РВС, приведены в приложении N 5 к Руководству по безопасности.

Прочие особенности технического диагностирования резервуаров, включая методы диагностирования, определены ГОСТ 31385-2016 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия».

Требования к генеральным планам площадочных объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений установлены:

1) ГОСТ Р 58367-2019 «Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование»;

2) СП 231.1311500.2015 «Обустройство нефтяных и газовых месторождений. Требования пожарной безопасности»;

3) ФНП «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утв. приказом Ростехнадзора N 534 от 15.12.2020.

Перечисленными нормативными документами расстояния от устьев добывающих и нагнетательных скважин до объектов систем ППД и водопровода нормируются только до водораспределительных пунктов (ВРП) и блоков напорной гребенки (БНГ) (соответственно, п.17 таб.17 ГОСТ Р 58367, п.11 таб.2 СП 231.1311500, п.14 Приложения N3 ФНП), при этом указанные расстояния непосредственно до трубопроводов систем водоснабжения объектов обустройства месторождений и систем заводнения пластов не нормируются.

Статус ВРП и БНГ определяется их назначением и оборудованием, входящим в их состав. Так как в состав ВРП и БНГ входят трубопроводы, предназначенные для транспортировки воды соответствующих систем, представляется, что при назначении расстояний между трубопроводами и устьями скважин их допустимо принимать как для расстояний, нормируемых между устьями скважин и ВРП (БНГ).

По формулам п.16.1, 21.1, 29.1 — 29.3 ГОСТ Р 52247-2004 вычисляют массовую долю хлорорганических соединений во фракции нафты, а в п.16.2, 21.2, 29.4 ГОСТ Р 52247-2004 производят пересчет массовой доли хлорорганических соединений во фракции нафты на массовую долю хлорорганических соединений в нефти.

В п.31.1 ГОСТ Р 52247-2004 установлены пределы повторяемости для массовой доли органических хлоридов не только в нефти, но и в нафте (для массовой доли органических хлоридов от 2 до 50 млн (ppm, мкг/г)).

В п.31.2 ГОСТ Р 52247-2004 установлены пределы воспроизводимости для массовой доли органических хлоридов не только в нефти, но и в нафте (для массовой доли органических хлоридов от 2 до 50 млн (ppm, мкг/г)).

Поскольку для методов ГОСТ Р 52247-2004 установлены характеристики не только применительно в определению нефти, но и к определению нафты, можно сделать вывод, что методы ГОСТ Р 52247-2004 применимы не только к нефти, но и к фракции нафты, удовлетворяющей условиям стандарта.

В п.3 ТР ЕАЭС 045/2017 Технический регламент Евразийского экономического союза «О безопасности нефти, подготовленной к транспортировке и (или) использованию» установлено, что данный технический регламент не распространяется на нефть, поставляемую на экспорт за пределы таможенной территории ЕАЭС, поставляемую по государственному оборонному заказу, находящуюся на хранении в организациях, обеспечивающих сохранность государственного материального резерва, а также используемую изготовителем (производителем) нефти исключительно для собственных нужд.

Таким образом, область применения ГОСТ Р 51858-2020 отличается от области применения ТР ЕАЭС 045/2017, следовательно, применение ГОСТ Р 51858-2020 может быть не связано с особенностями применения ТР ЕАЭС 045/2017 .

Решением Коллегии ЕЭК от 29.12.2020 N 188 продлен до 01.01.2023 срок, в течение которого действительны документы об оценке соответствия продукции обязательным требованиям, установленным актами, входящими в право Евразийского экономического союза (ЕАЭС), или законодательством государства — члена ЕАЭС, выданные до дня вступления в силу ТР ЕАЭС 045/2017 . Если до дня вступления в силу оценка соответствия нефти проводилась по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия», то выданные документы будут действительны до 01.01.2023 независимо от того, будет отменен ГОСТ Р 51858-2002 или нет.

Поэтому предпосылок для переноса даты начала действия ГОСТ Р 51858-2020  нет.

В приложении 8 к ТР ТС 013/2011 Технический регламент Таможенного союза «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту» приведены схемы декларирования соответствия топлива. Для серийно выпускаемого топлива схема декларирования 3д включает не только испытания образцов продукции, но и осуществляемый изготовителем производственный контроль. Производственный контроль необходим для подтверждения неизменности продукции во времени, для подтверждения того, что результаты проведенных ранее испытаний распространяются на произведенную позднее продукцию.

Если серийно выпускаемая продукция не изменилась за время, прошедшее после проведения испытаний, и результаты испытаний отобранных ранее образцов соответствуют результатам производственного контроля выпускаемой продукции, то результаты испытаний образцов могут быть использованы в качестве доказательственных материалов при декларировании соответствия серийно выпускаемой продукции.

В соответствии с п.109 «Типовых схем оценки соответствия», утвержденных решением Совета ЕЭК от 18.04.2018 N 44, зарегистрированная декларация о соответствии серийно выпускаемого топлива распространяется на всё топливо, изготовленное начиная с даты изготовления топлива, от которого были отобраны образцы для испытаний.

В соответствии с п.112 «Типовых схем оценки соответствия» срок действия декларации о соответствии не должен превышать пяти лет. Для принятия новой декларации о соответствии должны быть проведены новые испытания с оформлением новых протоколов испытаний (в ином случае просто теряется смысл в ограничении срока действия декларации о соответствии). Это единственное ограничение применения протоколов испытаний.

BS EN ISO, DIN EN ISO — это индексы не международных, а британских (BS) и германских (DIN) национальных стандартов, являющихся национальными версиями региональных стандартов Евросоюза (EN), эквивалентных международным стандартам (ISO).

В соответствии с  п.4.8.3.7 ГОСТ 1.5-2001 «Межгосударственная система стандартизации (МГСС). Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению» нормативные ссылки на международные стандарты и классификаторы допускаются только в межгосударственном стандарте, идентичном международному стандарту.

В соответствии с  п.4.8.5 ГОСТ 1.5-2001 при необходимости сослаться на иной нормативный документ используют справочную ссылку. Информацию о ссылочных документах, на которые даны справочные ссылки, приводят в дополнительном элементе «Библиография».

В соответствии с  РМГ 50-2002 «Рекомендации по применению ссылок на стандарты в документации и по указанию обозначений стандартов в маркировке» справочная ссылка на стандарт информирует о существовании стандарта, действующего в данной области. Следовательно, справочная ссылка на EN ISO 4264:2018 в таблице 1 п.4.2 ГОСТ 32511-2013 (EN 590:2009) «Топливо дизельное ЕВРО. Технические условия» информирует о существовании метода EN ISO 4264:2018.

В региональном стандарте Евросоюза EN 590:2009 ссылка на EN ISO 4264:2018 — нормативная, а не справочная. Но поскольку региональные стандарты EN распространяются только в виде национальных версий (таких, например, как DIN EN), то применить EN ISO 4264:2018 сам по себе невозможно и в странах Евросоюза. В странах Евросоюза применяют соответствующие национальные версии региональных стандартов. А при применении ГОСТ 32511-2013 можно использовать информацию о существовании EN ISO 4264:2018 как информацию о существовании ISO 4264:2018 или как информацию о существовании DIN EN ISO 4264:2018 (или другой национальной версии EN ISO 4264:2018).

Можно заключить, что в  таблице 1 п.4.2 ГОСТ 32511-2013 установлено не то, что показатель «Цетановый индекс» определяется по EN ISO 4264:2018, а установлен норматив этого показателя и приведена информация о существовании стандарта, по которому можно этот показатель определить. Поскольку Россия не является членом Евросоюза, то для нас неважно, что ISO 4264:2018 применяется в Евросоюзе на правах регионального стандарта. Поэтому нет различий в применении при определении цетанового индекса ISO 4264:2018 или DIN EN ISO 4264:2018.

Существует целый ряд стандартов на природный газ, в которых приводятся аналогичные положения для природного газа. Например, в ГОСТ Р 53762-2009 «Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по углеводородам»:

«4.4 ГГП образует с воздухом взрывоопасные смеси. Концентрационные пределы воспламенения ГГП в смеси с воздухом, выраженные в процентах объемной доли метана: нижний — 4,4, верхний — 17,0. Для ГГП конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяют по ГОСТ 12.1.044».

Или в ГОСТ Р 56916-2016 «Газ горючий природный. Определение содержания водяных паров методом Карла Фишера»:

4.4 ГГП образует с воздухом взрывоопасные смеси. Концентрационные пределы воспламенения ГГП в смеси с воздухом в пересчете на метан: нижний — 4,4% об., верхний — 17,0% об. по ГОСТ 30852.19. Для ГГП конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяют по ГОСТ 12.1.044«. Аналогично и в ГОСТ 26374-2018 «Газ горючий природный. Определение общей серы». А в СТО Газпром 169-2018 «Газ горючий природный, поставляемый для сжижения. Технические условия» указываются такие концентрационные пределы для основных компонентов ГГП.

В свою очередь, в ГОСТ 12.1.044 приводится в п.4.10. Метод экспериментального определения концентрационных пределов распространения пламени по газо- и паровоздушным смесям.

В переводе с латыни «distillatio» — это стекание каплями. Следовательно, начало процесса — это момент появления первых капель воды, начало каплеобразования.

Если применение нового стандарта требует проведения мероприятий по его внедрению, по переоснащению испытательной лаборатории, то в актуализированный перечень к техническому регламенту могут быть включены два применяемых для одних и тех же целей стандарта — вновь разработанный стандарт и стандарт, который может применяться в течение установленного переходного периода. В этом случае дата окончания применения стандартов указывается в перечне.

Исключение национального стандарта из перечня к техническому регламенту не всегда означает, что в качестве национального стандарта РФ будет введен вновь разработанный межгосударственный стандарт, а национальный стандарт будет отменен. Например, ГОСТ 32139-2013 «Нефть и нефтепродукты. Определение содержания серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии» был разработан на основе применения ГОСТ Р 51947-2002 «Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии» (см. п.6 Сведений о стандарте ГОСТ 32139-2013 ). Но, видимо, положения ГОСТ Р 51947-2002 и ГОСТ 32139-2013 имеют различия, которые не позволили Росстандарту отменить ГОСТ Р 51947-2002 .

На сайте Евразийской экономической комиссии в разделе «Технические регламенты» можно зайти на страницу отдельного технического регламента и ознакомиться с решениями в разделе «Программа разработки межгосударственных стандартов».

Например, по адресу

«http://www.eurasiancommission.org/ru/act/texnreg/deptexreg/tr/Pages/trebBenzin.aspx» размещена информация о ТР ТС 013/2011 Технический регламент Таможенного союза «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту» . В разделе «Программа разработки межгосударственных стандартов» приведена ссылка на решение Коллегии Евразийской экономической комиссии от 25.12.2012 N 296 . Указанным решением была утверждена программа по разработке (внесению изменений, пересмотру) межгосударственных стандартов, в результате применения которых на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований ТР ТС 013/2011 . В программе указаны названия проектов запланированных к разработке стандартов, даты начала и окончания разработки, а также приведены сведения о разработчике.

Обратите внимание, что для ГОСТ 2477-2014 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды» в перечне к ТР ТС 030/2012 «О требованиях к смазочным материалам, маслам и специальным жидкостям» не установлено ограничение по сроку применения, а в перечне к ТР ЕАЭС 045/2017 «О безопасности нефти, подготовленной к транспортировке и (или) использованию» отмечено, что для целей ТР ЕАЭС 045/2017 срок применения ГОСТ 2477-2014 ограничен датой 01.01.2025. Поэтому сведения о стандартах из перечней к техническим регламентам следует рассматривать по каждому техническому регламенту отдельно.

2. Замена одного средства измерений другим аналогичным в принципе возможна, ведь любое средство измерений может прийти в негодность.

Но если в регламенте, проекте или ином документе упоминается средство измерений с идентифицирующими признаками, отсутствующими у заменяющего средства измерений, то изменения в документацию вносить нужно.

Таким образом, ответ на вопрос зависит от того, каким образом в документации упоминается заменяемое средство измерений.

Если средство измерений представляет собой техническое устройство с измерительными функциями, в отношении которого действует один или несколько технических регламентов, в качестве идентифицирующего признака может использоваться номер сертификата или декларации о соответствии. А этот признак у замененного и заменяющего средств измерений могут различаться, так как разные изготовители могут являться разными заявителями при подтверждении соответствия.

Нормативно установлены общие требования к комплектации аптечек для оказания первой помощи, обязательные для всех организаций, в том числе и для организаций нефтегазовой отрасли.

Требования к комплектации изделиями медицинского назначения аптечек для оказания первой помощи работникам утверждены приказом Минздравсоцразвития России от 05.03.2011 N 169н.

Требованиями установлены правила комплектации аптечек именно изделиями медицинского назначения.

Приказом Минздравсоцразвития России от 04.05.2012 N 477н установлены Перечень состояний, при которых оказывается первая помощь, и Перечень мероприятий по оказанию первой помощи.

Перечнем мероприятий по оказанию первой помощи применение лекарственных препаратов при оказании первой помощи не предусмотрено (письмо Минздрава России от 29.08.2013 N 14-3/3055979-13422).

Таким образом, аптечка для оказания первой помощи работникам не должна быть укомплектована лекарственными препаратами.

Обоснование:

1. Особенности прокладки кабельных линий на объектах обустройства месторождений определены Правилами устройства электроустановок.

На основании п.6.9.1 ГОСТ 58367-2019 «Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование», проектная документация электротехнической части объектов обустройства должна удовлетворять Правилам устройства электроустановок.

В соответствии с п.6.1.12 СП 231.1311500.2015 «Обустройство нефтяных и газовых месторождений. Требования пожарной безопасности» , минимальные расстояния от зданий и сооружений производственной зоны категорий А и Б до трансформаторных подстанций, распределительных устройств открытого или закрытого исполнения, операторной КИПиА должны соответствовать ПУЭ.

Таким образом, ПУЭ являются нормативным документом, применение которого необходимо при проектировании объектов обустройства месторождений.

2. Открытые объекты обустройства месторождений относятся к наружным установкам (п.7.3.21 ПУЭ, п.13 ст.2 ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» от 22.07.2008 N 123-ФЗ).

Согласно п.7.3.44 ПУЭ, для наружных взрывоопасных установок взрывоопасная зона класса (В-Iг) считается в пределах до:

а) 0,5 м по горизонтали и вертикали от проемов за наружными ограждающими конструкциями помещений со взрывоопасными зонами классов В-I, В-Iа, В-II;

б) 3 м по горизонтали и вертикали от закрытого технологического аппарата, содержащего горючие газы или ЛВЖ; от вытяжного вентилятора, установленного снаружи (на улице) и обслуживающего помещения со взрывоопасными зонами любого класса;

в) 5 м по горизонтали и вертикали от устройств для выброса из предохранительных и дыхательных клапанов емкостей и технологических аппаратов с горючими газами или ЛВЖ, от расположенных на ограждающих конструкциях зданий устройств для выброса воздуха из систем вытяжной вентиляции помещений с взрывоопасными зонами любого класса;

г) 8 м по горизонтали и вертикали от резервуаров с ЛВЖ или горючими газами (газгольдеры); при наличии обвалования — в пределах всей площади внутри обвалования;

д) 20 м по горизонтали и вертикали от места открытого слива и налива для эстакад с открытым сливом и наливом ЛВЖ.

3. Согласно п.7.3.120 ПУЭ, наружную прокладку кабелей между взрывоопасными зонами рекомендуется выполнять открыто: на эстакадах, тросах, по стенам зданий и т. п., избегая по возможности прокладки в подземных кабельных сооружениях (каналах, блоках, туннелях) и траншеях.

Кроме того, на основании п.6.10.3.14 СП 4.13130.2013, установка электрооборудования и прокладка электрокабельных линий внутри обвалования не допускается, за исключением устройств для контроля и автоматики, а также приборов местного освещения, выполненных во взрывозащищенном исполнении.

1) границей взрывоопасной зоны в условиях обвалования является внутренний периметр обвалования (ПУЭ, п.7.3.44);

2) прокладка кабелей между взрывоопасными зонами должна предусматриваться открыто — на эстакадах, тросах, по стенам зданий и т. п., избегая по возможности прокладки в подземных кабельных сооружениях (каналах, блоках, туннелях) и траншеях (ПУЭ, п.7.3.120);

3) если в данной ситуации предусматривать открытую прокладку кабеля (через взрывоопасную зону в границах обвалования куста скважин), это станет нарушением требования п.6.10.3.14 СП 4.13130.2013, а также (дополнительно) — п.10.1.6 СП 423.1325800 и п.7.3.115 ПУЭ.

В данном же случае положение п.10.1.6 СП 423.1325800, запрещающее прокладку через взрывоопасные зоны всех классов не относящихся к ним транзитных кабелей всех напряжений, следует рассматривать как дополнительное требование промышленной безопасности, регламентирующее прокладку кабелей в условиях взрывоопасных зон, не обязательно соответствующих рассматриваемой ситуации.

Таким образом, представляется, что исключается прокладка кабелей как под обвалованием, так и над обвалованием.

Также следует руководствоваться положениями:

—  ГОСТ 34182-2017 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Эксплуатация и техническое обслуживание. Основные положения;

—  ГОСТ Р 58329-2018 Правила эксплуатации магистральных конденсатопроводов и продуктопроводов .

Следует учитывать, что дополнительные требования могут содержаться в СТО таких организаций, как ПА «Газпром», ПАО «Транснефть», например:

—  СТО Газпром 2-3.5-454-2010 Правила эксплуатации магистральных газопроводов;

—  СТО Газпром 2-2.3-238-2008 Методика акустико-эмиссионного контроля переходов магистральных газопроводов через водные преграды, автомобильные и железные дороги;

— ОР-75.200.00-КТН-231-16 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Порядок технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через водные преграды и малые водотоки.

Этими СТО следует руководствоваться при осуществлении работ по заказу Газпрома, Транснефти.

Может быть, вопрос — о  ГОСТ Р ЕН 12916-2008 «Нефтепродукты. Определение типов ароматических углеводородов в средних дистиллятах. Метод высокоэффективной жидкостной хроматографии с детектированием по коэффициенту рефракции» , идентичен EN 12916:2006 и на основе которого был разработан межгосударственный стандарт ГОСТ EN 12916-2012 ?

Между стандартами ГОСТ EN 12916-2012 и  ГОСТ Р ЕН 12916-2008 есть минимальные различия, в частности, в содержании приложения ДА, а  ГОСТ EN 12916-2017 отличается от первых двух стандартов областью применения. Стандарты ГОСТ EN 12916-2017 , ГОСТ EN 12916-2012 и  ГОСТ Р ЕН 12916-2008 действуют на территории Российской Федерации в качестве национальных стандартов. Национальные стандарты являются документами добровольного применения, поэтому можно выбрать наиболее подходящий стандарт из трех. Например, если планируются экспортные поставки дизельного топлива в страны СНГ, в которых в качестве государственного может действовать ГОСТ EN 12916-2017 , ГОСТ EN 12916-2012 или оба стандарта, то предпочтительным будет применять стандарт, действующий в стране-импортере продукции.

ГОСТ EN 12916-2017 включен в Перечень 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 требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту» (ТР ТС 013/2011) и осуществления оценки соответствия объектов технического регулирования. Следовательно, при проведении испытаний для подтверждения соответствия следует применять метод ГОСТ EN 12916-2017 .

До 01.01.2019 в этот Перечень были включены ГОСТ EN 12916-2012 и  ГОСТ Р ЕН 12916-2008 , но в настоящее время они не применяются при подтверждении соответствия требованиям технического регламента.

В п.3.1.5 ГОСТ 31874-2012 давление паров определено как давление пара, находящегося в равновесии с жидкостью.

В п.10 ГОСТ 5197-85 «Вакуумная техника. Термины и определения» дано определение насыщенного пара как пара, находящегося в термодинамическом равновесии с одной из конденсированных фаз рассматриваемого вещества.

Можно заключить, что в терминах ГОСТ 31874-2012 давление паров — это давление насыщенных паров.

Следовательно, в протокол испытаний следует записывать наименование показателя в соответствии с п.9.1 ГОСТ 31874-2012 — «давление паров по Рейду». Дополнять и уточнять наименование определяемого показателя не следует, так как его значение однозначно определено стандартом.

Обоснование:

1. На основании п.11.1 ГОСТ 31385-2016 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия «, резервуары всех типов перед сдачей их заказчику для выполнения антикоррозионной защиты и монтажа оборудования подвергают гидравлическому испытанию. Резервуары со стационарной крышей без понтона дополнительно испытывают на внутреннее избыточное давление и относительное разрежение.

То же установлено п.10.1 СП СП 365.1325800.2017 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для хранения нефтепродуктов. Правила производства и приемки работ при монтаже».

Гидравлические и пневматические прочностные испытания конструкции резервуара применяют в целях контроля качества сварных соединений (п.9.4.2 ГОСТ 31385 ).

2. Первичные испытания резервуаров на прочность, устойчивость и герметичность следует проводить после завершения всех монтажно-сварочных работ, контроля качества всех элементов его конструкции, включая сварные соединения, и их приемки строительным контролем (п.12.1 ГОСТ 31385 ).

В соответствии с п.23 Рекомендаций по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов, утв. приказом Ростехнадзора N 136 от 31.03.2016, и п.50 приложения N 2 к указанным Рекомендациям, РВС в целях контроля металла и основных сварных соединений подлежат периодическим испытаниям избыточным давлением на прочность в ходе полного технического диагностирования.

Необходимость проведения указанного диагностирования определяется с учетом срока пуска в эксплуатацию, последнего технического диагностирования или ремонта (п.10.2.4 ГОСТ 31385, табл.34).

3. Согласно п.10.2.4 ГОСТ 31385, периодичность проведения технического диагностирования резервуаров зависит от класса резервуаров.

РВС-5000 относится к классу КС-2а (п.5.4.4 ГОСТ 31385).

Для резервуаров указанного класса, удовлетворяющих требованиям к длительной безопасной эксплуатации (см. требования, перечисленные в п.10.2.4 ГОСТ 31385 после таблицы 34), сроки проведения диагностирования установлены таблицей 34 и составляют:

— для РВС со сроком эксплуатации до 20 лет — один раз в 20 лет после пуска в эксплуатацию*, последнего ремонта или через 10 лет после частичного технического диагностирования (*осуществляется с контролем скорости коррозии по результатам замеров толщины днища, нижних поясов стенки изнутри одного резервуара из группы в соответствии с 10.2.5 ГОСТ 31385);

— для РВС со сроком эксплуатации более 20 лет — один раз в 10 лет после последнего ремонта или через 5 лет после частичного технического диагностирования.