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.

Обоснование:

1. Специализированными нормативными документами по устройству молниезащиты — Инструкцией по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций (СО 153-34.21.122-2003), а также Инструкцией по устройству молниезащиты зданий и сооружений (РД 34.21.122-87) указанные требования не нормируются.

2. В то же время, положениями ряда нормативных документов, включая своды правил и ФНП в области промышленной безопасности, установлен ряд ограничений к размещению какого-либо оборудования и сооружений внутри обвалования резервуаров.

1) Например, пунктом 10.38 Руководства по безопасности для нефтебаз и складов нефтепродуктов (приказ Ростехнадзора N 777 от 26.12.2012) определено, что установка электрооборудования и прокладка электрокабельных линий внутри обвалования резервуаров не рекомендуется, за исключением выполненных взрывозащищенными системы электроподогрева, систем электрохимзащиты, устройств для контроля и автоматики, а также приборов местного освещения.

2) Пунктом 6.10.3.14 СП 4.13130.2013 «Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям» нормируется практически аналогичное требование: 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.

3) ФНП «Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов», утв. приказом Ростехнадзора N 529 от 15.12.2020, определено, что установка электрооборудования, не связанного с эксплуатацией резервуаров, и транзитная прокладка электрокабельных линий внутри обвалования резервуаров не допускаются (п.106). Общее освещение резервуарных парков должно осуществляться прожекторами. Прожекторные мачты устанавливаются на расстоянии не менее 10 м от резервуаров, но во всех случаях вне обвалования или ограждающих стен (п.108 ФНП).

При этом ФНП не уточняется, распространяется ли данное требование на случаи, когда прожекторные мачты используются также в качестве опор молниеприемников, что зачастую практикуется на подобных объектах.

3. В свою очередь, более четко искомое требование сформулировано в ГОСТ Р 58367-2019 «Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование», пунктом 6.3.7.21 которого установлены следующие положения:

1) освещение резервуарных парков осуществляется энергосберегающими прожекторами, выбор типа и параметров которых проводится на основе технико-экономического обоснования;

2) прожекторные мачты устанавливают на расстоянии не менее 10 м от стенки крайнего резервуара, вне обвалования или ограждающих стен.

Данным пунктом ГОСТ Р 58367 рекомендуется прожекторные мачты применять с молниеприемниками.

Таким образом, с учетом изложенного, устройство молниеприемника на прожекторной мачте следует предусматривать за пределами обвалования.

Технологическое проектирование.

В нем указано:

6.18.2 В ПД на обустройство месторождений нефти положения настоящего стандарта по экологической безопасности технологических процессов, объектов нефтегазодобычи обеспечивают разработкой раздела по охране окружающей среды, предусматривающего нижеперечисленные рекомендуемые мероприятия. Мероприятия по охране и рациональному использованию недр включают в себя:

— организацию производственного экологического контроля (мониторинга) за характером изменения недр при строительстве и эксплуатации объектов обустройства месторождений нефти, а также при авариях;

— охрану месторождений нефти от затопления, обводнения, пожаров и других факторов, осложняющих их разработку;...«.

А р.6.7 содержит требования к водоотведению.

— РД 08-435-02 Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте.

В нем указано:

«3.18. В случае затопления кустовой площадки паводковыми водами выше колонных фланцев бурение, освоение и ремонт скважин не допускаются, а эксплуатация скважин осуществляется по специальному плану, утвержденному пользователем недр (его представителем) и согласованному с соответствующим территориальным органом Госгортехнадзора России».

— ГОСТ Р 53710-2009 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки.

В нем есть раздел «9.5.2 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия».

— СП 104.13330.2016 Инженерная защита территории от затопления и подтопления.

В нем указано: «Методы определения основных гидрологических характеристик приведены в [5]», где

[5] — СП 33-101-2003 Определение основных расчетных гидрологических Характеристик.

В СП 33-101-2003 есть разделы:

5 Определение расчетных гидрологических характеристик при наличии данных гидрометрических наблюдений;

6 Определение расчетных гидрологических характеристик при недостаточности данных гидрометрических наблюдений;

7 Определение расчетных гидрологических характеристик при отсутствии данных гидрометрических наблюдений.

Это те документы, в которых есть положения, распространяющиеся на ваш случай и которыми следует руководствоваться.

Обоснование:

Нормой комментируемого положения пп.«а» п.19 Правил охраны магистральных газопроводов (далее — Правила) регламентируется право организации, эксплуатирующей магистральный газопровод, на выполнение работ по обслуживанию и ремонту МГ, осуществляемых в охранной зоне указанных газопроводов — территории с особыми условиями использования, установленной вдоль магистрального трубопровода для обеспечения его безопасности (п.3.15 СП 36.13330.2012).

Согласно п.3 Правил , таковой (для линейной части МГ) является территория, ограниченная условными параллельными плоскостями, проходящими на расстоянии 25 метров от оси магистрального газопровода с каждой стороны.

Установление охранных зон МГ налагает на организации, эксплуатирующие МГ, определенный перечень ограничений при проведении работ в данных зонах.

Перечень работ, осуществляемых в охранной зоне МГ, установлен п.6 Правил. При этом устройство дорог, в том числе временных, в данном перечне не упомянуто. К рассматриваемой ситуации, таким образом, может быть применено только положение, указанное в пп.«г» п.6 Правил (планировка грунта).

Положения Правил распространяются на все случаи проведения работ в охранных зонах МГ, включая рассматриваемую ситуацию, когда организация, эксплуатирующая МГ (она же — его владелец), является арендатором земельного участка, в границах которого расположена данная охранная зона.

Таким образом, положение п.19 Правил, устанавливающее право организаций на проведение работ в охранной зоне, не предусматривает устройства дорог.

Обоснование:

1. Пунктом 88 Технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления установлено, что оценка соответствия сети газораспределения и сети газопотребления требованиям данного Технического регламента осуществляется в формах:

- государственной экспертизы проектной документации и результатов инженерных изысканий в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности на этапе проектирования;

- государственного контроля (надзора) на этапе строительства, эксплуатации (включая техническое обслуживание и текущий ремонт), реконструкции, капитального ремонта, монтажа, консервации и ликвидации;

- форме приемки сетей газораспределения и газопотребления, а также по завершении строительства или реконструкции.

Участие представителей Ростехнадзора в тех или иных мероприятиях, связанных с осуществлением органами Ростехнадзора возложенных на них задач и реализуемых ими государственных функций, регулируется административными регламентами.

В частности, участие представителей Ростехнадзора в осуществлении федерального государственного строительного надзора на ОПО, оконченных строительством, реконструкцией, осуществляется в порядке, установленном Административным регламентом по исполнению Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору государственной функции по осуществлению федерального государственного строительного надзора при строительстве, реконструкции объектов капитального строительства, указанных в пункте 5.1 статьи 6 Градостроительного кодекса Российской Федерации, за исключением тех объектов, в отношении которых осуществление государственного строительного надзора указами Президента Российской Федерации возложено на иные федеральные органы исполнительной власти, утв. приказом Ростехнадзора N 38 от 31.01.2013 .

Объектами, указанными в п.5.1 ст.6 Градостроительного кодекса РФ, являются, в частности, ОПО I и II классов опасности.

Таким образом, федеральный государственный строительный надзор осуществляется Ростехнадзором на ОПО указанных классов опасности.

2. Как известно, в соответствии с частью 1 статьи 54 ГрК РФ государственный строительный надзор осуществляется только при строительстве и реконструкции объектов капитального строительства, проектная документация которых подлежит экспертизе.

В соответствии с ч.3 ст.49 ГрК РФ, если для строительства или реконструкции объекта капитального строительства получение разрешения на строительство не требуется, экспертиза проектной документации не проводится.

При этом согласно п.4_4 ч.17 ст.51 ГрК РФ выдача разрешения на строительство в случае строительства, реконструкции объектов, предназначенных для транспортировки природного газа под давлением до 0,6 мегапаскаля включительно, не требуется.

Таким образом, с учетом приведенных требований законодательства в области градостроительной деятельности, государственный строительный надзор в отношении объектов, предназначенных для транспортировки природного газа под давлением до 0,6 мегапаскаля включительно, не осуществляется.

3. Из письма Ростехнадзора от 26.10.2016 N 09-02-06/7509 также следует, что федеральный государственный строительный надзор при строительстве, реконструкции опасных производственных объектов осуществляется на ОПО газоснабжения I и II классов опасности.

На основании п.4 приложения 2 к ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21.07.97 N 116-ФЗ, для газораспределительных станций, сетей газораспределения и сетей газопотребления устанавливаются следующие классы опасности:

1) II класс опасности – для опасных производственных объектов, предназначенных для транспортировки природного газа под давлением свыше 1,2 мегапаскаля или сжиженного углеводородного газа под давлением свыше 1,6 мегапаскаля;

2) III класс опасности – для опасных производственных объектов, предназначенных для транспортировки природного газа под давлением свыше 0,005 мегапаскаля до 1,2 мегапаскаля включительно или сжиженного углеводородного газа под давлением свыше 0,005 мегапаскаля до 1,6 мегапаскаля включительно.

Сети газопотребления давлением 0,005 мегапаскаля (низкого давления) и ниже к ОПО не относятся.

4. В соответствии с частью 2 статьи 4 Конституции РФ федеральные законы имеют верховенство на всей территории Российской Федерации. Верховенство федеральных законов на всей территории РФ обеспечивает единство, согласованность и стабильность всей ее правовой системы.

Таким образом, Градостроительный кодекс РФ (ФЗ N 190 от 29.12.2004) имеет высшую юридическую силу над техническим регламентом.

С учетом изложенного, осуществление федерального государственного строительного надзора при строительстве, реконструкции ОПО газоснабжения нормируется только для ОПО газоснабжения II класса опасности (транспортировка природного газа под давлением свыше 1,2 мегапаскаля или сжиженного углеводородного газа под давлением свыше 1,6 мегапаскаля).

Обоснование:

1. Пунктом 3.21 ФНП «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» установлено, что системы для аварийного освобождения предусматриваются специальными и не должны использоваться для других целей.

Подпунктом «в» п.5.5.3 ГОСТ 31385-2016 определено, что для аварийного сброса нефти применяются резервуары, оборудованные дыхательными и предохранительными клапанами без понтона, газовой обвязки и установки улавливания легких фракций. Область применения данного нормативного положения не ограничивается.

При этом положение п.2.5.4 ФНП «Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов», утв. приказом Ростехнадзора N 461 от 07.11.2016 (далее — ФНП N 461), допускающее применение резервуаров для аварийного сброса продуктов, без понтона, газоуравнительной системы и системы улавливания и рекуперации паров, распространяется только на площадочные ОПО магистрального трубопроводного транспорта.

2. В соответствии с ч.1 ст.3 ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 N 116-ФЗ, требованиями промышленной безопасности являются условия, запреты, ограничения и другие обязательные требования, содержащиеся в данном Федеральном законе, других федеральных законах, принимаемых в соответствии с ними нормативных правовых актах Президента Российской Федерации, нормативных правовых актах Правительства Российской Федерации, а также в федеральных нормах и правилах в области промышленной безопасности.

На основании ч.3 ст.4 ФЗ N 116 от 21.07.97, федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности устанавливают обязательные требования к безопасности технологических процессов на опасных производственных объектах, в том числе к порядку действий в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте.

3. Согласно п.1.2 ФНП N 461, указанные ФНП распространяются на опасные производственные объекты складов нефти и нефтепродуктов, включая нефтебазы.

С учетом сложившейся правоприменительной и судебной практики, обязательному применению подлежат, в первую очередь, положения обязательных нормативных документов, в том числе — в области промышленной безопасности. В этой связи в приоритетном порядке подлежит применению именно обязательное положение ФНП N 461.

Таким образом, в условиях коллизии нормативных требований, в связи с распространением положения п.2.5.4 ФНП N 461 только на площадочные ОПО магистрального транспорта, на складах нефти и нефтепродуктов применение аварийных резервуаров без понтона, газоуравнительной системы и системы улавливания и рекуперации паров допускается только на указанных объектах.

— Перечень документов в области стандартизации, в результате применения которых на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований Федерального закона от 30 декабря 2009 года N 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» утвержден приказом Росстандарта от 02.04.2020 N 687.

— Перечень документов в области стандартизации, в результате применения которых на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований Федерального закона от 22 июля 2008 года N 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» утвержден приказом Росстандарта от 14.07.2020 N 1190.

В Перечень N 687 включен:

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ . В нем в частности указано:

«6.5 Безопасность в районах прохождения промысловых трубопроводов обеспечивается расположением их на соответствующих расстояниях от объектов инфраструктуры.

6.6 Значения расстояний от оси подземных трубопроводов до зданий, сооружений и других инженерных сетей должны приниматься в зависимости от класса и диаметра трубопровода, транспортируемого продукта, назначения объектов и степени обеспечения их безопасности, но не менее значений, приведенных в таблице 7.

При размещении трубопроводов нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов на отметках земли выше зданий и сооружений при прохождении их вблизи этих объектов к значениям минимальных расстояний, приведенным в таблице 7, исходя из местных условий и норм технологического проектирования, должны быть предусмотрены дополнительные проектные решения по обеспечению безопасности объектов, в том числе за счет увеличения значений минимальных расстояний, установки дополнительных запорных устройств с дистанционным управлением, отключающим их в случае утечек продукта, заключения трубопровода в защитный футляр и пр.».

В перечень N 1190 включен:

П 231.1311500.2015 Обустройство нефтяных и газовых месторождений. Требования пожарной безопасности .

В нем указано:

«6.1.7 Минимальные расстояния от устьев скважин, зданий и наружных установок объектов добычи и подготовки нефти и газа категорий А, Б, АН, БН до других объектов, не относящихся к объектам обустройства нефтяных и газовых месторождений, следует принимать в соответствии с таблицей 1».

Т.е. следует руководствоваться расстояниями, приведенными в этих СП.

1. ГОСТ Р 58404-2019 Станции и комплексы автозаправочные. Правила технической эксплуатации;
2. Правила по охране труда при хранении, транспортировании и реализации нефтепродуктов, утв. приказом Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 16 ноября 2015 года N 873н;
3. ФНП «Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов», утв. приказом Ростехнадзора N 461 от 07.11.2016;
4. Правила противопожарного режима в Российской Федерации, утв. постановлением Правительства РФ N 390 от 25.04.2012;
5. СП 156.13130.2014 «Станции автомобильные заправочные. Требования пожарной безопасности».

Обоснование:

По общему правилу, АЗС жидкого моторного топлива, осуществляющие розничную продажу топлива, к опасным производственным объектам не относятся. В этой связи требования промышленной безопасности к таким объектам (по обратной аналогии с ОПО) не установлены.

В свою очередь, АЗС жидкого моторного топлива предприятий (топливозаправочные пункты предприятий (ТЗП), предназначенные только для заправки топливом транспортных средств данных предприятий, могут быть отнесены к категории ОПО. Однако и в этом случае специальных нормативных документов, регламентирующих требования к таким АЗС, не существует (ФНП, Руководства по безопасности). Исключение составляют АЗС газомоторного топлива, в отношении которых действуют ФНП «Правила безопасности автогазозаправочных станций газомоторного топлива», утв. приказом Ростехнадзора N 559 от 11.12.2014.

При этом отдельные нормативные требования в области охраны труда, промышленной и пожарной безопасности содержатся в некоторых нормативных документах:

1. ГОСТ Р 58404-2019 «Станции и комплексы автозаправочные. Правила технической эксплуатации». Указанный национальный стандарт устанавливает правила технической эксплуатации автозаправочных станций и комплексов и распространяется на действующие, строящиеся и реконструируемые автозаправочные станции (АЗС) и комплексы (АЗК) общего пользования, осуществляющие заправку транспортных средств, продажу нефтепродуктов, в т.ч. фасованных, реализацию продовольственных и промышленных товаров, оказание услуг по обслуживанию и ремонту транспортных средств, а также на АЗС, эксплуатация которых допускается только для удовлетворения собственных нужд организаций или индивидуальных предпринимателей (топливозаправочные пункты);
2. Правила по охране труда при хранении, транспортировании и реализации нефтепродуктов, утв. приказом Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 16 ноября 2015 года N 873н, которыми установлены государственные нормативные требования охраны труда при проведении производственных процессов и работ, связанных с хранением, транспортированием и реализацией продуктов переработки нефти, осуществляемых в нефтеперерабатывающих организациях, на нефтебазах, автозаправочных станциях и складах горюче-смазочных материалов;
3. ФНП «Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов», утв. приказом Ростехнадзора N 461 от 07.11.2016;
4. Правила противопожарного режима в Российской Федерации, утв. постановлением Правительства РФ N 390 от 25.04.2012, которыми установлены общие и специальные требования по обеспечению противопожарного режима на объектах защиты, включая автозаправочные станции (раздел XVII Правил).

Также в данной области следует руководствоваться СП 156.13130.2014 «Станции автомобильные заправочные. Требования пожарной безопасности». Данным СП установлены требования пожарной безопасности для автозаправочных станций, предназначенных для приема, хранения моторного топлива и заправки им наземных транспортных средств, включая контейнерные АЗС. Несмотря на то, что указанный СП распространяется на проектирование и реконструкцию АЗС, в нем содержатся также отдельные положения, влияющие и на их безопасную эксплуатацию.

На основании п.2 ст.21 Федерального закона «О техническом регулировании» система добровольной сертификации может быть создана юридическим лицом и (или) индивидуальным предпринимателем или несколькими юридическими лицами и (или) индивидуальными предпринимателями.

Лица, создавшие систему добровольной сертификации, должны утвердить правила функционирования системы добровольной сертификации, в которых должны быть предусмотрены перечень объектов, подлежащих сертификации, и их характеристик, на соответствие которым осуществляется добровольная сертификация, правила выполнения предусмотренных данной системой добровольной сертификации работ и порядок их оплаты, определены участники данной системы добровольной сертификации. Системой добровольной сертификации может предусматриваться применение знака соответствия. Изображение этого знака, а также правила его применения также должны быть утверждены.

В перечень объектов, подлежащих сертификации, должны быть включены определенные группы нефтепродуктов.

Должны быть определены нормативные документы, содержащие требования к объектам, подлежащим сертификации, и из них должны быть выбраны характеристики, на соответствие которым осуществляется добровольная сертификация.

Могут применяться как национальные или межгосударственные стандарты, так и зарубежные нормативные документы. Приказом Росстандарта от 05.05.2016 утверждены «Порядок и условия применения международных стандартов, межгосударственных стандартов, региональных стандартов, а также стандартов иностранных государств» , которые действуют в отношении стандартов, применяемых в том числе при выполнении работ, оказании услуг. Кроме того, следует соблюдать лицензионные условия правообладателей зарубежных нормативных документов, учитывая, что эти документы используются при выполнении работ, оказании услуг по сертификации.

Добровольная сертификация может проводиться для подтверждения соответствия нефтепродуктов требованиям выбранных нормативных документов или для подтверждения соответствия требованиям системы добровольной сертификации. Во втором случае документы системы добровольной сертификации должны содержать перечень показателей, которым, по мнению авторов этой системы, должны соответствовать качественные нефтепродукты.

При подтверждении соответствия должны проводиться исследования (испытания) нефтепродуктов. Поэтому авторы системы добровольной сертификации должны установить требования к лабораториям, которые могут выполнять работы в этой системе.

Сертификация предполагает выдачу сертификатов, поэтому необходимо разработать бланк сертификата, а также бланки приложения к сертификату и заявления на проведение добровольной сертификации.

Система добровольной сертификации может быть зарегистрирована в Росстандарте, но это необязательно. Регистрация осуществляется на основании постановления Правительства РФ от 23.01.2004 N 32 «О регистрации и размере платы за регистрацию системы добровольной сертификации» .

Обоснование:

Ответ на вопрос 1.

Чертежи относятся к конструкторским документам.

Согласно табл.1 ГОСТ 2.102-2013 «Единая система конструкторской документации (ЕСКД). Виды и комплектность конструкторских документов» чертежом общего вида является документ, определяющий конструкцию изделия, взаимодействие его составных частей и поясняющий принцип работы изделия.

В свою очередь, сборочным чертежом является документ, содержащий изображение сборочной единицы и другие данные, необходимые для ее сборки (изготовления) и контроля.

Согласно форме паспорта на сосуд, работающий под давлением свыше 0,05 МПа (Приложение Т к ГОСТ 34347-2017), чертежи сосуда являются обязательным приложением к паспорту сосуда.

На основании п.5 ТР ТР 032/2013 оборудование выпускается в обращение на рынке при его соответствии настоящему техническому регламенту и другим техническим регламентам Таможенного союза, действие которых распространяется на данное оборудование, и при условии, что оно прошло оценку (подтверждение) соответствия согласно разделу VI настоящего технического регламента и другим техническим регламентам Таможенного союза, действие которых на него распространяется.

Требование о наличии чертежа общего вида оборудования под давлением установлено указанным техническим регламентом.

С учетом изложенного замена чертежа общего вида сборочным чертежом не допускается, соответственно, требование пп.«в» п.16 ТР ТС 032/2013 не может считаться выполненным, а оборудование (сосуд) — соответствующим требованиям указанного технического регламента.

Ответ на вопрос 2:

Требование о наличии реквизита «дата оформления паспорта» формой паспорта на сосуд, работающий под давлением свыше 0,05 МПа ГОСТ 34347-2017 (приложение Т), не установлено. В свою очередь, согласно данной форме, даты в паспорте проставляются в разделе «Общие сведения» (дата изготовления сосуда) и в разделе 12 «Заключение» (удостоверение о качестве).

Тем не менее, данное требование установлено п.17 ТР ТС 032/2013.

Согласно п.5 ТР ТР 032/2013 оборудование выпускается в обращение на рынке при его соответствии настоящему техническому регламенту и другим техническим регламентам Таможенного союза, действие которых распространяется на данное оборудование, и при условии, что оно прошло оценку (подтверждение) соответствия согласно разделу VI настоящего технического регламента и другим техническим регламентам Таможенного союза, действие которых на него распространяется.

В соответствии с п.17 ТР ТС 032/2013 паспорт оборудования, работающего под избыточным давлением, является основным документом для идентификации оборудования.

Таким образом, указанное требование ТР ТС 032/2013 не может считаться выполненным.

Ответ на вопрос 3:

Содержание реквизита «Дата» в документации подразумевает, как правило, указание числа, месяца и года (п.5.10 ГОСТ Р 7.0.97-2016, п.Д.6.5 ГОСТ 2.601-2019, фиксирующего наступление определенного события, в данном случае — изготовления оборудования, работающего под давлением.

Как отмечалось выше, в соответствии с п.17 ТР ТС 032/2013 паспорт оборудования, работающего под избыточным давлением, является основным документом для идентификации оборудования.

Таким образом, требование пп.«а» п.21 ТР ТС 032/2013 не может считаться выполненным.

Ответ на вопрос 4:

Расчетным сроком службы ТР ТС 032/213 называет срок службы в календарных годах, установленный при проектировании и исчисляемый со дня ввода в эксплуатацию оборудования (п.4).

Назначенным же сроком службы, согласно этому же пункту ТР ТС 032/2013, является календарная продолжительность эксплуатации оборудования, при достижении которой эксплуатация должна быть прекращена независимо от его технического состояния (по п.3.3.12 ГОСТ 27.002-2015 «Надежность в технике (ССНТ). Термины и определения» — календарная продолжительность, при достижении которой эксплуатация объекта может быть продолжена только после принятия решения о возможности продления данного показателя).

Очевидно, что понятие расчетного срока службы шире понятия назначенного срока службы.

При этом на основании п.5 ТР ТР 032/2013 оборудование выпускается в обращение на рынке при его соответствии настоящему техническому регламенту и другим техническим регламентам Таможенного союза, действие которых распространяется на данное оборудование, и при условии, что оно прошло оценку (подтверждение) соответствия согласно разделу VI настоящего технического регламента и другим техническим регламентам Таможенного союза, действие которых на него распространяется.

Как уже отмечалось ранее, в соответствии с п.17 ТР ТС 032/2013 паспорт оборудования, работающего под избыточным давлением, является основным документом для идентификации оборудования.

Согласно приложению Т к ГОСТ 34347-2017, в паспорте сосуда может быть указан как расчетный, так и назначенный срок службы. В свою очередь, согласно пп.«г» п.27 ТР ТС 032/2013, назначенные показатели (включая также и назначенный срок службы), включаются в руководство по эксплуатации оборудования.

В этой связи требование пп.«а» п.21  ТР ТС 032/2013 не может считаться выполненным.

Ответ на вопрос 5:

Назначенным ресурсом ТР ТС 032/2013 (п.4) называет суммарную наработку, при достижении которой эксплуатация оборудования должна быть прекращена независимо от его технического состояния. По п.3.3.11 ГОСТ 27.002 назначенный ресурс — это суммарная наработка, при достижении которой эксплуатация объекта может быть продолжена только после принятия решения о возможности продления данного показателя.

Назначенным сроком службы согласно этому же пункту ТР ТС 032/2013 является календарная продолжительность эксплуатации оборудования, при достижении которой эксплуатация должна быть прекращена независимо от его технического состояния (по п.3.3.12 ГОСТ 27.002 — календарная продолжительность, при достижении которой эксплуатация объекта может быть продолжена только после принятия решения о возможности продления данного показателя).

Назначенным же сроком хранения является календарная продолжительность, при достижении которой хранение объекта может быть продолжено только после принятия решения о возможности продления данного показателя (п.3.3.16 ГОСТ 27.002).

Назначенные показатели определяются для оборудования с учетом его конструктивных особенностей. В отношении сосудов, а соответственно — и их внутренних устройств должен быть установлен назначенный срок службы (п.3.1.2 ГОСТ 34347-2017).

В этой связи назначение только срока хранения внутренних устройств недостаточно, соответственно, требование пп.«г» п.27 ТР ТС 032/2013 нельзя считать выполненным.

Ответ на вопрос 6:

На основании п.5 ТР ТС 032/2013, оборудование выпускается в обращение на рынке при его соответствии настоящему техническому регламенту и другим техническим регламентам Таможенного союза, действие которых распространяется на данное оборудование, и при условии, что оно прошло оценку (подтверждение) соответствия согласно разделу VI настоящего технического регламента и другим техническим регламентам Таможенного союза, действие которых на него распространяется.

Данные об импортере включаются в руководство (инструкцию) по эксплуатации, которая, согласно пп.«в» п.45 ТР ТС 032/2013, включается в состав комплекта документов, формируемых заявителем для организации подтверждения соответствия оборудования.

Отсутствие в руководстве (инструкции) по эксплуатации данных об импортере, таким образом, указывает на то, что требование пп.«г» п.27 ТР ТС 032/2013 не выполнено.

Ответ на вопрос 7:

На основании п.44 ТР ТС 032/2013 единственным документом, подтверждающим соответствие оборудования требованиям настоящего технического регламента, является либо декларация о соответствии, либо сертификат соответствия.

При отсутствии оригиналов сертификатов и деклараций для целей подтверждения соответствия оборудования применяются только надлежащим образом заверенные копии сертификатов и деклараций.

Согласно п.9 Правил оформления сертификата соответствия требованиям технического регламента Евразийского экономического союза, утв. Решением Коллегии Евразийской экономической комиссии от 25 декабря 2012 года N 293, копии выданных сертификатов изготавливаются заявителем на листах белой бумаги формата A4 (210×297 мм), заверяются печатью (если иное не установлено законодательством государства-члена) и подписью лица организации-заявителя, уполномоченного в соответствии с законодательством государства-члена (с указанием наименования и реквизитов уполномочивающего документа).

Согласно п.8 Правил оформления декларации о соответствии требованиям технического регламента Евразийского экономического союза, утв. вышеуказанным Решением Коллегии ЕЭК, копии зарегистрированной декларации изготавливаются лицом, принявшим эту декларацию, также на листах белой бумаги формата A4 (210×297 мм), заверяются печатью (если иное не установлено законодательством государства-члена) и подписью указанного лица или лица организации-заявителя, уполномоченного в соответствии с законодательством государства-члена (с указанием наименования и реквизитов уполномочивающего документа).

Таким образом, соответствующее требование не выполнено.

Правилами подключения (технологического присоединения) объектов капитального строительства к сетям газораспределения, утв. Постановлением Правительства РФ № 1314 от 30.12.2013 (далее — Правила), подключение к существующей сети газопотребления объектов капитального строительства допускается.

Несмотря на то, что пунктом 1 Правил в качестве назначения данного нормативного правового акта является регламентация порядка подключения (технологического присоединения) проектируемых, строящихся, реконструируемых и других объектов капитального строительства, именно к сетям газораспределения, исходя из иных положений Правил (абз.7, 11 п.2, подп.«е» п.8, п.34, п.64, подп.«ж» п.69) следует вывод о том, что присоединение объектов капитального строительства к существующим сетям газопотребления, принадлежащим основному абоненту, допускается.

При этом представляется, что применение терминологии Технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления (далее — ТР № 870) в данном случае исключается, так как Правила оперируют несколько иным терминологическим инструментарием.

Например, согласно ТР № 870, сетью газопотребления является единый производственно-технологический комплекс, включающий в себя как наружные и внутренние газопроводы, сооружения, технические и технологические устройства, так и газоиспользующее оборудование, размещенный на одной производственной площадке и предназначенный для транспортировки природного газа от отключающего устройства, расположенного на границе сети газораспределения и сети газопотребления, до отключающего устройства перед газоиспользующим оборудованием.

В свою очередь, согласно ГОСТ Р 53865-2019 (а ранее — ГОСТ Р 53865-2010), газоиспользующее оборудование в состав сети газопотребления не входит, а сеть газопотребления только производственной площадкой (и, соответственно, применением данного определения только к производственным объектам) не ограничивается.

Таким образом, определения, данные ТР № 870, к данной ситуации не применимы, выявленные же разночтения можно объяснить недостатками нормотворческой практики. В этой связи понятие «сеть газораспределения», которым оперируют Правила, в некоторых случаях (в частности, п.1 Правил) надлежит понимать в широком смысле — как газораспределительную систему (см. п.1 гл.3 ГОСТ Р 53865-2019).

Возвращаясь собственно к вопросу возможности подключения к существующей сети газопотребления, следует отметить, что такое подключение на основании Правил возможно при одновременном соблюдении двух основных условий:

• наличие технической возможности подключения к существующим сетям газопотребления основных абонентов;
• наличие согласия основного абонента (юридическое или физическое лицо, которое не оказывает услуги по транспортировке газа, владеющее на праве собственности или на ином законном основании объектом сети газопотребления) на подключение (технологическое присоединение) к принадлежащим ему сетям газопотребления, а также строительство газопровода на земельном участке основного абонента, если подключение осуществляется на земельном участке, правообладателем которого является основной абонент.

Подключение (технологическое присоединение) осуществляется на основании технических условий, выдаваемых по запросу заявителя (п.6 Правил).

Запрос о предоставлении технических условий, заявка о подключении (технологическом присоединении) должны содержать согласие основного абонента на подключение (технологическое присоединение) объекта капитального строительства заявителя к своей сети газораспределения и (или) газопотребления. В случае если строительство газопровода от сети газораспределения и (или) газопотребления основного абонента осуществляется исполнителем по земельному участку основного абонента, к запросу о предоставлении технических условий, заявке о подключении (технологическом присоединении) прилагается согласие основного абонента на осуществление строительства газопровода на его земельном участке (п.34 Правил).

Основанием для отказа в выдаче технических условий является отсутствие технической возможности подключения (технологического присоединения) объекта капитального строительства к сети газораспределения исполнителя, в том числе при отсутствии пропускной способности технологически связанных с сетью газораспределения исполнителя сетей газораспределения и газотранспортной системы, за исключением случаев, когда устранение этих ограничений учтено в инвестиционных программах исполнителя или иных инвестиционных программах в текущем календарном году (п.14 Правил).

Таким образом, подключение объекта к существующей сети газопотребления возможно при наличии технической возможности подключения и наличии согласия основного абонента на подключение (технологическое присоединение) к принадлежащим ему сетям газопотребления, а также строительство газопровода на земельном участке основного абонента, если подключение осуществляется на земельном участке, правообладателем которого является основной абонент.

Такое подключение осуществляется в общем порядке, установленном Правилами, и рассматривается как технологическое присоединение.

ГРО может отказать в таком подключении в случае отсутствия технической возможности, включая пропускную способность технологически связанных с сетью газораспределения исполнителя сетей газораспределения и газотранспортной системы, связанных с данной сетью газопотребления, и при отсутствии согласия основного абонента.

В СП 4.13130.2013, в частности, указано:

«6.11.4 Хранение автомобилей для перевозки огнеопасных жидкостей и горюче-смазочных материалов (ГСМ) следует предусматривать на территориях промышленных предприятий и организаций на открытых площадках или в отдельно стоящих одноэтажных зданиях не ниже II степени огнестойкости класса С0. Допускается такие автостоянки пристраивать к глухим противопожарным стенам 1-го или 2-го типа производственных зданий I и II степеней огнестойкости класса С0 (кроме зданий категорий А и Б) при условии хранения на автостоянке автомобилей общей вместимостью перевозимых ГСМ не более 30 м³.

На открытых площадках хранение автомобилей для перевозки ГСМ следует предусматривать группами в количестве не более 50 автомобилей и общей вместимостью ГСМ не более 600 м³. Расстояние между такими группами, а также до площадок для хранения других автомобилей должно быть не менее 12 м».

Т.е. расстояние между открытыми площадками с автомобилями должно быть не менее 12 м.

Обоснование

При этом расстояние от нефтепровода до свечи может быть определено по п.6 таблицы 6 указанного ГОСТ — как для территории сборного пункта промысла, которое составит для нефтепровода III класса (по п.7.1.3 указанного ГОСТ) 30 м.

Аналогичное нормирование установлено СП 284.1325800.2016 «Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ».

В соответствии с п.6.6 СП 284.1325800, значения расстояний от оси подземных трубопроводов до зданий, сооружений и других инженерных сетей должны приниматься в зависимости от класса и диаметра трубопровода, транспортируемого продукта, назначения объектов и степени обеспечения их безопасности, но не менее значений, приведенных в таблице 7. Расстояние в данном случае может быть определено по п.4 указанной таблицы, которое для нефтепровода III класса (по п.5.3 указанного свода правил) составит 30 м.

Согласно ГОСТ Р 58367-2019 «Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование», устанавливающего правила проектирования объектов обустройства (технологической инфраструктуры) нефтяных, газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений, расположенных на территории Российской Федерации, пункты налива нефтегазоводяной смеси входят в состав объектов обустройства месторождений нефти.

В состав пунктов налива включаются также факельные системы (свечи рассеивания).

Таким образом, несмотря на то, что свеча рассеивания находится за пределами ограждения пункта налива, поскольку она входит в состав последнего, представляется, что положения СП 284.1325800 и ГОСТ Р 55990 к данной ситуации применимы.

Указанная обязанность распространяется на все организации, эксплуатирующие ОПО.

В то же время, в отношении отдельных видов опасных производственных объектов устанавливается особый порядок планирования мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий (более жесткий).

Так, в соответствии с п.2 ст.10 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» планирование мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах I, II, III классов опасности, предусмотренных пунктами 1, 4, 5 и 6 приложения 1 к Федеральному закону, осуществляется посредством разработки и утверждения планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на таких опасных производственных объектах. Порядок разработки планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на таких опасных производственных объектах и требования к содержанию этих планов устанавливаются Постановлением Правительства РФ от 26.08.2013 г. N 730.

При этом отсутствует единый нормативный правовой акт, который бы устанавливал требования к порядку планирования и осуществления мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах, которые не указаны в п.2 ст.10 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». По всей видимости, особенности планирования таких мероприятий должны определяться соответствующими федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности.

Так, например, пункты 256-257 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения», утв. приказом Ростехнадзора от 12.11.2013 N 533 (далее — ФНП), регламентируют действия работников ОПО, эксплуатирующих подъемные сооружения в аварийных ситуациях. Согласно п.256 указанных ФНП в организации, эксплуатирующей ОПО с ПС, должны быть разработаны и доведены под роспись до работников инструкции, определяющие их действия в аварийных ситуациях.

В некоторых случаях планам мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий, необходимость разработки которых предусмотрена Федеральным законом от 21.07.1997 N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», присваивается аббревиатура, разная по наименованию, но одинаковая по содержанию: ПМЛА, ПЛАС или ПЛА. В этом случае речь идет об одной и той же документации.

Так, например, Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утв. приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 N 101 (далее — ФНП N 101), под ПЛА подразумевают план мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий (см. список используемых ФНП сокращений), т.е. то же самое, что и в ст.10 Федерального закона от 21.07.1997 N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», однако, дополнительно устанавливая в приложении N 1 к указанным ФНП специальные разделы такого плана.

В п.2.7. Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утв. приказом Ростехнадзора от 11.03.2013 N 96, под ПМЛА также подразумевают план мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий, т.е. речь идет о реализации требований ст.ст.9 и 10 Федерального закона от 21.07.1997 N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

В то же время, нельзя не исключать и ту ситуацию, что необходимость разработки той или иной документации может предусматриваться разными нормативными правовыми актами, регламентирующими разные отношения, но присваивающие такой документации одинаковую аббревиатуру.

Так, например, основания и порядок разработки планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, органы, которые согласовывают указанные планы, сроки введения планов в действие, сроки действия планов определяются Правилами разработки и согласования планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации, утв. приказом МЧС России от 28.12.2004 г. N 621.

Отметим при этом, что требования к разработке плана предупреждения и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов определяются в ст.16.1.

Федерального закона от 31.07.1998 N 155-ФЗ «О внутренних морских водах, территориальном море и прилежащей зоне Российской Федерации»; в ст.22.2. Федерального закона от 30.11.1995 N 187-ФЗ «О континентальном шельфе Российской Федерации», п.107 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов, утв. приказом Ростехнадзора от 06.11.2013 N 520; п.4 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утв. приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 N 101.

Требования к содержанию плана предупреждения и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов устанавливаются Правительством РФ с учетом требований законодательства в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций.

Так, Порядок организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории РФ утвержден Постановлением Правительства РФ от 15.04.2002 N 240.

Основные требования к разработке планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов утверждены Постановлением Правительства РФ от 21.08.2000 N 613. Кроме того, приказом МЧС России от 28.12.2004 N 621 утверждены Правила разработки и согласования планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории РФ.

Указанные нормативные правовые акты обязанность по разработке соответствующих планов возлагают на следующих лиц.

Согласно п.2 Правил организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации, утв. Постановлением Правительства РФ от 15.04.2002 N 240, в организациях, имеющих опасные производственные объекты, для осуществления мероприятий должен быть план по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, разработанный и согласованный в установленном порядке.

В соответствии с п.2 Правил разработки и согласования планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории РФ, утв. приказом МЧС России от 28.12.2004 N 621, Правила устанавливают общие требования к планированию мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов и чрезвычайных ситуаций, обусловленных разливами нефти и нефтепродуктов, а также определяют порядок согласования и утверждения планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, в том числе для организаций, независимо от форм собственности, осуществляющих разведку месторождений, добычу нефти, а также переработку, транспортировку, хранение и использование нефти и нефтепродуктов.

Таким образом, если Ваша сфера деятельности охватывается и регламентируется разными нормативными правовыми актами, предусматривающими обязанность разработки документации с одинаковой аббревиатурой, но разной по содержанию, Вы должны разработать всю необходимую документацию. При этом ориентироваться нужно на аббревиатуру, которая обозначена в нормативном правовом акте, определяющем необходимость разработки соответствующей документации.

Если речь о стойкости трубопроводов к вибрации, то следует руководствоваться ГОСТ 32388-2013 Трубопроводы технологические. Нормы и методы расчета на прочность, вибрацию и сейсмические воздействия.

Если речь об измерении вибрации на газопроводах, то подобные способы приводятся в документах ПАО «Газпром».

Например, в СТО Газпром 2-2.3-324-2009 «Диагностическое виброобследование технологических трубопроводов компрессорных цехов с центробежными нагнетателями. Нормы оценки и методы проведения работ», в частности указано:

«8.1.3 Измерения вибрации на обследуемом участке трубопровода проводятся по трем ортогональным направлениям, одно из которых совпадает с расположенной горизонтально осью потока газа:...

8.1.4 Основной способ крепления датчиков вибрации на объекте контроля — с помощью магнита в соответствии с ГОСТ ИСО 5348».

При этом в ГОСТ ИСО 5348-2002 речь идет о креплении акселерометров.

Т.е. датчиками вибрации являются акселерометры. Акселерометры, как утвержденные средства измерений, включены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Информация об утвержденных на территории РФ типах средств измерений представлена в ПСС «Техэксперт» в сервисе «Картотека типов средств измерений».

Обоснование:

В соответствии со ст.24 ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» от 22.07.2008 N 123-ФЗ в отношении наружных установок предусмотрена классификация по категориям взрывопожарной (пожарной) опасности.

Согласно п.13 ст.2 ФЗ N 123 от 22.07.2008 наружной установкой является комплекс аппаратов и технологического оборудования, расположенных вне зданий и сооружений.

С учетом исходных данных, конденсатосборник в составе сосуда, работающего под избыточным давлением и оборудуемого блоком предохранительных клапанов с переключающим устройством, расположенный на отдельной площадке, подпадает под определение наружной установки, в связи с чем подлежит классификации по категории взрывопожарной (пожарной) опасности в установленном порядке.

Расстояние между сооружениями производственного объекта, а также зданиями, сооружениями, автомобильными дорогами, лесными массивами и иными объектами, не относящимися к производственному объекту, нормируются в зависимости от пожарно-технических характеристик данных наружных установок, в частности, от их категории.

Согласно п.6.1.7 СП 231.1311500.2015 минимальные расстояния от устьев скважин, зданий и наружных установок объектов добычи и подготовки нефти и газа категорий А, Б, АН, БН до других объектов, не относящихся к объектам обустройства нефтяных и газовых месторождений, следует принимать в соответствии с таблицей 1 данного СП. При этом расстояние от наружных установок указанных категорий составляет от 20 м (до лесных массивов из лиственных пород) до 100 м (до лесных массивов из хвойных и смешанных пород, а также до участков открытого залегания торфа).

В то же время п.6.10.2.10 СП 4.13130.2013 установлено, что при расположении предприятий в лесистой местности, а также на участках массового залегания торфа расстояние до границы лесного массива и участка массового залегания торфа (значения, аналогичные указанным выше в СП 231.1311500), нормируется от ограждения предприятий.

В этой связи представляется, что расстояние следует определять все же в соответствии с СП 231.1311500, являющимся нормативными документом:

1. с более поздним сроком принятия;
2. содержащим специальные нормативные требования, применимые к данной конкретной отрасли промышленности.

На основании п.43 ТР ТС 032/2013 сертификация проводится в отношении оборудования 3-й и 4-й категорий.

В таблице 6 приложения 1 к ТР ТС 032/2013 установлено, что к третьей категории оборудования относятся трубопроводы, предназначенные для газов и паров и используемые для рабочих сред группы 1, имеющие:

• номинальный диаметр свыше 350 мм и максимально допустимое рабочее давление свыше 0,05 до 1 МПа включительно;
• номинальный диаметр свыше 100 до 350 мм включительно, максимально допустимое рабочее давление свыше 1 до 3,5 МПа включительно и произведение этих параметров свыше 350;
• номинальный диаметр свыше 100 мм и максимально допустимое рабочее давление свыше 3,5 МПа.

Если трубопровод компрессорной станции имеет параметры, соответствующие приведенным, то он подлежит подтверждению соответствия ТР ТС 032/2013 в форме сертификации.

То есть в вашем случае открытая площадка стоянки порожних автоцистерн для перевозки ГСМ должна рассматриваться как объект нефтебазы.

В соответствии с п.6.11.4 СП 4.13130.2013 на открытых площадках хранение автомобилей для перевозки ГСМ следует предусматривать группами в количестве не более 50 автомобилей и общей вместимостью ГСМ не более 600 м3. Расстояние между такими группами, а также до площадок для хранения других автомобилей должно быть не менее 12 м.

Расстояние от площадок хранения автомобилей для перевозки ГСМ до зданий и сооружений предприятия принимается в соответствии с таблицей 4, а до административных и бытовых зданий этого предприятия — не менее 50 м.

В соответствии с п.6.4.11 СП 4.13130.2013, п.6.7 СП 155.13130.2014 «Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности» (ред. от 09.03.2017) расстояние от сливоналивных устройств для автомобильных цистерн до зданий, сооружений и наружных установок (за исключением резервуаров) склада принимаются по таблице 16, таблице 4 соответственно.

Таблица 16 СП 4.13130.2013, таблица 4 СП 155.13130.2014 (требования идентичны)

В соответствии с ч.1 ст.70 Федерального закона от 22 июля 2008 года N 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (ред. от 27.12.2018) противопожарные расстояния от зданий и сооружений категорий А, Б и В по взрывопожарной и пожарной опасности, расположенных на территориях складов нефти и нефтепродуктов, до граничащих с ними объектов защиты следует принимать в соответствии с таблицей 12 приложения к настоящему Федеральному закону.

Таблица 12 Федерального закона от 22 июля 2008 года N 123-ФЗ «Противопожарные расстояния от зданий и сооружений на территориях складов нефти и нефтепродуктов до граничащих с ними объектов защиты»

Примечание. В скобках указаны значения для складов II категории общей вместимостью более 50000 кубических метров.

Идентичные требования указаны в таблице 14 СП 4.13130.2013 и таблице 2 СП 155.13130.2014.

Соответственно:

• расстояние от открытой площадки стоянки порожних автоцистерн для перевозки ГСМ (объект нефтебазы) до административных и бытовых зданий нефтебазы должно быть не менее 50 м;
• расстояние от открытой площадки стоянки порожних автоцистерн для перевозки ГСМ (объект нефтебазы) до площадки автоматизированной станции налива (сливоналивных устройств для автомобильных цистерн), расположенной на территории нефтебазы, должно быть не менее 40/30 м (примечание: расстояния, указанные над чертой, относятся к сливоналивным устройствам с легковоспламеняющимися, под чертой — с горючими нефтью и нефтепродуктами);
• расстояние от открытой площадки стоянки порожних автоцистерн для перевозки ГСМ (объект нефтебазы) до жилого дома должно быть не менее расстояний, указанных в таблице 12 Федерального закона от 22 июля 2008 года N 123-ФЗ, таблице 14 СП 4.13130.2013, таблице 2 СП 155.13130.2014.

Обоснование:

Пунктом 3.11 СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности» установлено, что для перехода через обвалование или ограждающую стену, а также для подъема на обсыпку резервуаров необходимо на противоположных сторонах ограждения или обсыпки предусматривать лестницы-переходы шириной не менее 0,7 м в количестве четырех — для группы резервуаров и не менее двух — для отдельно стоящих резервуаров.

Между переходами через обвалование и стационарными лестницами на резервуарах следует предусматривать пешеходные дорожки (тротуары) шириной не менее 0,75 м.

Пунктом 7.11 СП 155.13130.2014 «Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности» установлены аналогичные требования.

Обоснование:

1. Требования к проектированию производственно-ливневой канализации на объектах нефтеперерабатывающих и нефтегазовых производств установлены следующими нормативными документами:

1) Общие требования:

• СП 32.13330.2012 «Канализация. Наружные сети и сооружения. Актуализированная редакция СНиП 2.04.03-85 (с Изменениями N 1, 2»);

2) Специальные требования (с применением нормативных документов в порядке, изложенном ниже):

• СП 4.13130.2013 «Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям»;
• ФНП «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утв. приказом Ростехнадзора N 96 от 11.03.2013;
• ФНП «Правила безопасности нефтегазоперерабатывающих производств», утв. приказом Ростехнадзора N 125 от 29.03.2016;
• Руководство по безопасности для складов сжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей под давлением (приказ Ростехнадзора N 778 от 26.12.2012);
• РД 51-1-95 «Нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов»;
• ВУПП-88 «Ведомственные указания по противопожарному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности»;
• ВНТП 03/170/567-87 «Противопожарные нормы проектирования объектов Западно-Сибирского нефтегазового комплекса» и др.

2. ВУПП-88 является действующим нормативным документом, который содержит требования пожарной безопасности к проектируемым и реконструируемым зданиям и сооружениям на объектах нефтепереработки и нефтехимии, и подлежит применению при проектировании указанных объектов, включая системы канализации, на основании РД 51-1-95 как ссылочный нормативный документ.

В соответствии со сложившейся практикой положения ведомственных нормативных документов подлежат применению в части, не противоречащей положениям технических регламентов, сводов правил и национальных стандартов, а также ФНП в области промышленной безопасности.

Следует отметить, что именно ведомственными нормативными документами установлен ряд необходимых конструктивных и технологических решений, а также мероприятий в области промышленной и пожарной безопасности к системам канализации нефтегазоперерабатывающих и нефтехимических предприятий, который определен с учетом специфики производственных процессов. При этом положения ведомственных НТД по устройству производственно-ливневой канализации в части технологических решений и мероприятий в области безопасности общим и специальным требованиям к системам канализации, установленным СП, ФНП и РД, не противоречат.

3. Согласно п.41 Приложения N 1 (Типовая форма задания на проектирование объекта капитального строительства) к приказу Минстроя России N 125/пр от 01.03.2018 в задание на проектирование объекта капитального строительства включаются (при необходимости) требования о применении при разработке проектной документации документов в области стандартизации, не включенных в перечень национальных стандартов и сводов правил (частей таких стандартов и сводов правил), в результате применения которых на обязательной основе обеспечивается соблюдение требований Федерального закона «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений», утвержденный постановлением Правительства Российской Федерации от 26 декабря 2014 года N 1521 «Об утверждении перечня национальных стандартов и сводов правил (частей таких стандартов и сводов правил), в результате применения которых на обязательной основе обеспечивается соблюдение требований Федерального закона «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений».

Однако, несмотря на то, что применение ведомственных нормативных документов в обязательном порядке не регламентируется, а также не предусмотрено заданием на проектирование, представляется, что положения ведомственных НТД, включая ВУПП-88, подлежат учету и применению при проектировании систем промышленной канализации предприятий нефтепереработки и нефтехимии.