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)

Здания и сооружения склада	Расстояния, м, от сливоналивных устройств складов категории
	I	II	IIIа	IIIб	IIIв
6. Здания, сооружения и наружные установки склада с производственными процессами с применением открытого огня, топливораздаточные колонки топливозаправочного пункта, гаражи и помещения технического обслуживания автомобилей	40/30	40/30	40/30	40/30	40/30

Примечание. Расстояния, указанные над чертой, относятся к сливоналивным устройствам с легковоспламеняющимися, под чертой — с горючими нефтью и нефтепродуктами.

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»

Наименование объектов, граничащих со зданиями и с сооружениями складов нефти и нефтепродуктов*	Противопожарные расстояния от зданий и сооружений складов нефти и нефтепродуктов до граничащих с ними объектов при категории склада, метры*
	I	II	IIIа	IIIб	IIIв
Жилые и общественные здания	200	100(200)	100	100	100

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.

В соответствии со ст.4 Федерального закона N 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации» одним из принципов, на которых основывается национальная стандартизация, является добровольность применения документов по стандартизации.

В соответствии с п.4.6 ГОСТ Р 54961-2012 сварочные работы при эксплуатации сетей газопотребления должны выполняться с применением сварочных материалов, оборудования и технологий, аттестованных в аттестационных центрах — специализированных организациях, аккредитованных в установленном порядке Национальным аттестационным комитетом по сварочному производству (НАКС).

Данное требование не является обязательным, но если организация применяет ГОСТ Р 54961-2012, то она должна выполнять все его требования.

В п.1.3 ГОСТ Р 54961-2012 установлено, что стандарт предназначен:

• для юридических и физических лиц, владеющих на праве собственности или другом законном основании газифицированными зданиями и помещениями;
• для организаций, осуществляющих эксплуатацию сетей газопотребления в жилых и многоквартирных домах, общественных, административных и производственных зданиях или оказывающих услуги по их техническому обслуживанию и ремонту.

Следовательно, на этапе строительства сетей газопотребления ГОСТ Р 54961-2012 не применяется.

В п.5.4 ГОСТ Р 55472-2019 установлено, что сварочные работы на сетях газораспределения, относящихся к опасным производственным объектам (ОПО), выполняют в соответствии с «Требованиями к производству сварочных работ на опасных производственных объектах», утвержденными приказом Ростехнадзора от 14.03.2014 N 102. Специалистов сварочного производства, осуществляющих руководство и контроль сварочных работ, и рабочих, выполняющих работы по сварке газопроводов сетей газораспределения, относящихся к ОПО, аттестуют в соответствии с «Требованиями к производству сварочных работ на опасных производственных объектах».

Данное требование отсылает к нормативному правовому акту, обязательному для соблюдения независимо от того, применяет организация ГОСТ Р 55472-2019 или нет.

В разделе «Область применения» ГОСТ Р 55472-2019 установлено, что стандарт разработан для обеспечения требований «Технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления» (постановление Правительства РФ от 29.10.2010 N 870) при проектировании, строительстве и эксплуатации сетей газораспределения.

Это означает, что ГОСТ Р 55472-2019 не противоречит обязательным требованиям, которые установлены в техническом регламенте.

Однако, следует учитывать, что Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности, к которым относятся «Требования к производству сварочных работ на опасных производственных объектах», применяются при эксплуатации ОПО. В соответствии с п.2 «Требований» они применяются при изготовлении технических устройств в части, не противоречащей требованиям технических регламентов.

Действие «Технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления» распространяется на сеть газораспределения и сеть газопотребления, а также на связанные с ними процессы проектирования (включая инженерные изыскания), строительства, реконструкции, монтажа, эксплуатации (включая техническое обслуживание, текущий ремонт), капитального ремонта, консервации и ликвидации (см. п.2 Технического регламента).

Эти требования необходимо соблюдать независимо от того, применяются те или иные национальные стандарты или нет, на всех стадиях жизненного цикла сетей газораспределения и газопотребления.

На основании п.3 ст.7 Федерального закона «О техническом регулировании» не включенные в технические регламенты требования к продукции или к продукции и связанным с требованиями к продукции процессам проектирования (включая изыскания), производства, строительства, монтажа, наладки, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, правилам и формам оценки соответствия, правила идентификации, требования к терминологии, упаковке, маркировке или этикеткам и правилам их нанесения не могут носить обязательный характер.

Следовательно, все обязательные требования к сетям газораспределения и газопотребления содержатся в технических регламентах, а при эксплуатации сетей, если они эксплуатируются на ОПО, дополнительно следует соблюдать требования Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности.

Требования к сварке и сварным соединениям при строительстве, реконструкции, монтаже и капитальном ремонте сетей установлены в п.п.58-60 «Технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления» и не требуют аттестации сварочного производства.

Что касается обязательных требований к сварочным работам на ОПО, то в письме Ростехнадзора от 26.01.2016 N 09-03-07/415 отмечено, что обязательные требования к организации и выполнению сварочных работ для юридических лиц и индивидуальных предпринимателей, осуществляющих сварку, пайку, наплавку и прихватку элементов технических устройств и сооружений, применяемых и (или) эксплуатируемых на ОПО, в том числе их конструкций, сборочных единиц, деталей, полуфабрикатов и заготовок, предусматривающие проведение процедур аттестации сварочного производства в соответствии с нормативными правовыми актами Ростехнадзора, сведены в один документ. Это — «Требования к производству сварочных работ на опасных производственных объектах».

На основании п.5 «Требований» руководители юридических лиц, выполняющих сварочные работы, а также индивидуальные предприниматели должны обеспечивать подготовку и аттестацию работников.

К руководству и выполнению сварочных работ допускаются лица, имеющие профессиональное образование, прошедшие соответствующую подготовку и аттестацию по программам и методикам аттестационных испытаний с учетом особенностей технологий сварки конкретных видов технических устройств и сооружений на поднадзорных объектах. Квалификация сварщиков и компетенция специалистов сварочного производства должны соответствовать характеру и виду выполняемых работ (см. п.6 «Требований»).

Квалификация сварщиков должна соответствовать требованиям, установленным Минтрудом России. Сварщики должны иметь действующее аттестационное удостоверение по соответствующему способу сварки, не иметь медицинских противопоказаний к выполняемой работе. Сведения о номерах удостоверений, сроках их действия и шифрах клейм сварщиков должны быть размещены в общедоступном реестре аттестованного персонала в информационно-телекоммуникационной сети Интернет, а удостоверения должны иметь соответствующий QR-код для проверки их подлинности. Присвоенные при аттестации личные шифры клейм должны быть закреплены за сварщиками распорядительным документом организации, выполняющей сварочные работы (см. п.8 «Требований»).

Обоснование:

Газопровод и газоиспользующая установка рассматриваются как сеть газопотребления (п.7 Технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления, утв. постановлением Правительства РФ N 870 от 29.10.2010).

Требования к наличию и к порядку оформления актов приемки в эксплуатацию сетей газопотребления помимо Технического регламента установлены также СП 62.13330.2011* «Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002 (с Изменениями N 1, 2)» и ГОСТ Р 54961-2012 «Системы газораспределительные. Сети газопотребления. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация».

Следует отметить, что ни одним из перечисленных нормативных документов срок действия акта приемки в эксплуатацию сети газопотребления не нормируется. При этом п.5.2.1 ГОСТ Р 54961 установлено, что владельцы предприятий и котельных, эксплуатирующие сети газопотребления, должны иметь и хранить акты приемки сетей газопотребления в течение всего срока их эксплуатации.

Таким образом, срок действия акта приемки в эксплуатацию газопроводов и газоиспользующей установки после пусконаладочных работ не установлен, очевидно, в связи с тем, что акт является лишь документом, подтверждающим наступление соответствующего события, связанного с окончанием строительства (монтажа) объекта, принимаемого в эксплуатацию, и его соответствия проектной и рабочей документации, а также — результатам проведенных испытаний.

Однако, несмотря на то, что срок действия такого акта не нормируется, представляется, что данный акт распространяется на объект (в данном случае — на сеть газопотребления) до внесения изменений в его состав (например, при реконструкции, по результатам которой оформляется новый акт приемки объекта в эксплуатацию).

В соответствии с нормативными требованиями расходные склады относятся к складам нефти и нефтепродуктов, при этом расстояния между объектами, входящими в состав расходных складов, нормируются в соответствии со специальными требованиями (п.8.3 и табл.9 СП 155.13130.2014). Однако расстояние от резервуаров хранения топлива до емкости аварийного слива в данном случае не нормируется.

Из нормы пункта 6.1 СП 155.13130 следует, что по таблице 2 расстояния назначаются от складов нефти и нефтепродуктов до граничащих с ними объектов защиты (то есть до объектов, не входящих в состав данного склада). Такой вывод следует также и из описания собственно объектов (лесные массивы, железные и автомобильные дороги, жилые здания и др. подобные объекты). Аварийный резервуар, поименованный в данной таблице, также должен рассматриваться как объект другого предприятия, не входящий в состав склада нефтепродуктов, тем более — в состав расходного склада.

Кроме того, абзацем вторым п.8.2 СП 155.13130 прямо установлена возможность применения табл.2 этого СП только для назначения расстояний между расходным складом и объектами соседнего (то есть другого) предприятия.

Таким образом, по табл.2 СП 155.13130.2014 нормируются расстояния от объектов расходного склада до объектов других предприятий.

Значения данных расстояний априори более значений аналогичных расстояний до объектов этого же предприятия, не говоря уже о расстояниях между объектами собственно расходного склада. В этой связи представляется, что руководствоваться табл.2 СП 155.13130 для назначения расстояний между объектами расходного склада некорректно.

С учетом изложенного, в сложившейся ситуации возможны два решения:

1. Рассматривать данный объект как классический склад нефтепродуктов, а не расходный. Однако и в этом случае расстояние следует назначать не по табл.2, а по норме п.6.5 и таблице 3 СП 155.13130 (от наземных резервуаров для нефти и нефтепродуктов до зданий, сооружений и наружных установок склада), описание объектов которой как раз и соответствует составу объектов складов нефтепродуктов с учетом реализуемых технологических процессов (по поз.11, которое составляет 20 м). Также в этом случае есть возможность сокращения расстояния до 50%, так как аварийный резервуар — подземного исполнения (п.6.6 СП 155.13130).
2. Отказаться в принципе от аварийного резервуара (при сохранении статуса расходного склада), так как наличие такого резервуара нормируется для расходных складов при устройстве резервуаров в производственных зданиях (п.8.10 СП 155.13130). Видимо, соответствующие расстояния (между наружными установками) не нормируются таблицей 9 СП 155.13130 именно по этой причине.

Межгосударственный стандарт ГОСТ ISO 3675-2014 подготовлен на основе применения национального стандарта РФ ГОСТ Р ИСО 3675-2007. Оба стандарта действуют в качестве национальных стандартов РФ. Федеральным законом «О стандартизации в Российской Федерации» установлена добровольность применения документов национальной системы стандартизации.

Поэтому вы можете выбрать для применения тот стандарт, который больше вам подходит. Отличие между стандартами есть, но оно не в требованиях, а в их изложении, в использовании разных русских слов при переводе оригинального англоязычного текста ISO 3675:1998.

Обоснование

В соответствии с частью 2 статьи 312.3 Трудового кодекса РФ в целях обеспечения безопасных условий и охраны труда дистанционных работников работодатель исполняет обязанности, предусмотренные абзацами семнадцатым, двадцатым и двадцать первым части 2 статьи 212 ТК РФ, а также осуществляет ознакомление дистанционных работников с требованиями охраны труда при работе с оборудованием и средствами, рекомендованными или предоставленными работодателем.

Это:

1) расследование и учет в установленном ТК РФ, другими федеральными законами и иными нормативными правовыми актами Российской Федерации порядке несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний;

2) выполнение предписаний должностных лиц федерального органа исполнительной власти, уполномоченного на осуществление федерального государственного надзора за соблюдением трудового законодательства и иных нормативных правовых актов, содержащих нормы трудового права, других федеральных органов исполнительной власти, осуществляющих государственный контроль (надзор) в установленной сфере деятельности, и рассмотрение представлений органов общественного контроля в установленные ТК РФ, иными федеральными законами сроки;

3) обязательное социальное страхование работников от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний.

Следовательно, работодатель должен:

• расследовать и учитывать несчастные случаи на производстве и профессиональные заболевания (подробнее см. ниже);
• выполнять предписания трудовой инспекции, других контролирующих органов в установленные сроки;
• страховать работников от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний. Так, обязательному страхованию от несчастных случаев на производстве подлежат лица, работающие по трудовому договору (пункт 1 статьи 5 Федерального закона от 24.07.98 N 125-ФЗ «Об обязательном социальном страховании от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний»). А дистанционные работники входят в их число.

Несчастные случаи с дистанционными работниками расследуют в обычном порядке, ТК РФ не предусматривает каких-либо исключений для данной категории работников. Однако на практике, безусловно, процедура будет иметь некоторые особенности и сложности.

Если с работником произошел несчастный случай, он должен немедленно известить об этом работодателя (статья 214 ТК РФ). Если работник своевременно не сообщил о несчастном случае или трудоспособность наступила не сразу, то работодатель будет проводить расследование по заявлению пострадавшего (доверенного лица) в срок до одного месяца с момента поступления соответствующего заявления (часть 2 статьи 229.1 ТК РФ).

В силу части 1 статьи 227 ТК РФ расследованию и учету подлежат несчастные случаи, происшедшие с работниками и другими лицами, участвующими в производственной деятельности работодателя (в том числе с лицами, подлежащими обязательному социальному страхованию от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний), при исполнении ими трудовых обязанностей или выполнении какой-либо работы по поручению работодателя (его представителя), а также при осуществлении иных правомерных действий, обусловленных трудовыми отношениями с работодателем либо совершаемых в его интересах.

При этом по смыслу части 3 названной статьи несчастным случаем является событие, в результате которого пострадавший получил повреждение здоровья, обусловленное воздействием внешних факторов, повлекшее за собой необходимость перевода пострадавших на другую работу, временную или стойкую утрату ими трудоспособности либо смерть пострадавшего, и при условии, что это событие произошло в течение рабочего времени на территории работодателя либо в ином месте выполнения работы.

Согласно части 1 статьи 229 ТК РФ для расследования несчастного случая работодатель (его представитель) незамедлительно образует комиссию в составе не менее трех человек.

Статьей 229.2 ТК РФ предусмотрено, что при расследовании каждого несчастного случая комиссия выявляет и опрашивает очевидцев происшествия, лиц, допустивших нарушения требований охраны труда, получает необходимую информацию от работодателя (его представителя) и по возможности объяснения от пострадавшего. Именно комиссии, проводившей расследование, предоставлено право квалификации несчастного случая как несчастного случая на производстве или как несчастного случая, не связанного с производством.

Несчастный случай на производстве является страховым случаем, если он произошел с застрахованным или иным лицом, подлежащим обязательному социальному страхованию от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний (часть 7 статьи 229.2 ТК РФ).

Для квалификации несчастного случая на производстве как страхового имеет значение лишь то, что событие, в результате которого застрахованный получил повреждение здоровья, произошло в рабочее время и в связи с выполнением застрахованным действий, обусловленных трудовыми отношениями с работодателем либо совершаемых в его интересах. Установление иных обстоятельств для признания такого случая страховым законодательством Российской Федерации не предусмотрено (Постановление Президиума ВАС РФ от 28.12.2010 N 11775/10 по делу N А40-101647/09-119-757).

Как видим, для признания происшествия связанным с производством страховым несчастным случаем необходимо, чтобы повреждение здоровья было получено в рабочее время и в связи с выполнением застрахованным лицом действий, обусловленных трудовыми отношениями с работодателем либо совершаемых в его интересах (при наступлении определенных последствий). Никакие другие обстоятельства (например, тот факт, что работы выполнялась не на территории работодателя, а из дома) не имеют значения.

Однако согласно статье 312.4 (часть 1) ТК РФ режим труда и отдыха дистанционного работника устанавливается им по своему усмотрению, если иное прямо не предусмотрено трудовым договором. Поэтому лучше эти моменты продумать заранее: по соглашению сторон договориться о рабочем графике или, по крайней мере, прописать выходные дни, которые можно будет сразу исключить из расследования.

В любом случае перед работодателем будет стоять основная задача выяснить, действительно ли травма/повреждение произошли именно при исполнении работником своих служебных обязанностей или работы по поручению работодателя, выполнял ли он в этот момент задание работодателя, а не во время, например, отдыха, иного времяпрепровождения.

Для этого необходимо достоверно подтвердить факт исполнения работником трудовых обязанностей или совершения действий, обусловленных трудовыми отношениями с работодателем, в момент несчастного случая. О том, как выяснить, что травма произошла именно при исполнении дистанционным работником своих служебных обязанностей, законодатель умалчивает.

Полагаем, в ситуации с дистанционными работниками достоверное представление о несчастном случае можно составить только на месте происшествия. Этим занимается комиссия, формируемая работодателем. Она может опросить членов семьи, соседей, восстановить по показаниям очевидцев обстановку на месте происшествия, установить точное время происшествия, осмотреть место происшествия, побеседовать с врачом скорой помощи, выезжавшим по вызову на место происшествия, и т.д. Поэтому комиссии придется отправиться в командировку к месту работы дистанционного сотрудника.

После установления истинных обстоятельств происшествия (были ли действия (бездействие) пострадавшего в момент несчастного случая обусловлены трудовыми отношениями с работодателем) комиссия принимает решение о квалификации несчастного случая и соответствующем его оформлении.

Что же касается расследования профессиональных заболеваний дистанционных работников, то вероятность постановки им соответствующего диагноза с учетом отсутствия информации об условиях труда на рабочем месте приближается к нулю.

Обоснование

Трудовое законодательство не употребляет понятия «закрытие организации на карантин». На практике таким действиям работодателя соответствует оформление простоя (в связи с вынужденным приостановлением организацией деятельности на период эпидемии).

Простой — временная приостановка работы по причинам экономического, технологического, технического или организационного характера (часть 3 статьи 72.2 Трудового кодекса РФ). Так, если из-за коронавируса невозможно осуществлять производственную и хозяйственную деятельность (например, принято решение о приостановке работы культурно-досуговых, образовательных учреждений), сотрудники временно не могут исполнять свои должностные обязанности (например, выполняющие международные перевозки), у сотрудников из-за общей обстановки нет объема работы (спрос на товары/услуги/работы упал) и т.п., в этих случаях можно ввести простой.

Для оформления простоя работодателю следует принять решение о приостановке работы и объявить простой:

1. Своему непосредственному руководителю организации сотрудником передается уведомление или служебная записка о вынужденной приостановке работы с указанием соответствующей причины (часть 4 статьи 157 ТК). Если простой зафиксирован в отдельном структурном подразделении, то его руководитель оформляет акт о простое в произвольной форме с указанием обстоятельств простоя.

2. В произвольной форме составляется и издается приказ о приостановке деятельности, производственных процессов.

3. Издается приказ об объявлении простоя. Он должен включать в себя: причину введения простоя, тех, в отношении кого вводится простой (если в отношении всех работников, то список всех подразделений), время начала и окончания простоя (на усмотрение работодателя можно ввести простой на месяц, два и более или обозначить дату окончания «до издания соответствующего приказа об окончании простоя»), размер оплаты времени простоя (см. ниже), указание на то, где будут находиться работники во время простоя (если у работодателя нет необходимости вызывать сотрудников на рабочие места, следует отразить в приказе их нахождение дома и освобождение от обязанности присутствовать на работе).

Согласно статье 157 ТК РФ, если во введении простоя нет вины ни сотрудника, ни работодателя, то он должен оплачиваться в размере не меньше 2/3 оклада или тарифной ставки. Так, если невозможность продолжения работы (прекращение поставок, приостановление продаж и т.п.) вызвана распространением коронавируса, то простой, на наш взгляд, объявляется по обстоятельствам, не зависящим ни от работника, ни от работодателя, соответственно, и оплачивается в размере не меньше 2/3 оклада или тарифной ставки.

Что касается варианта оформления отпуска без содержания, то необходимо понимать, что он оформляется по добровольному письменному заявлению, то есть инициативе самого работника, заставить работника уйти в отпуск без сохранения заработной платы нельзя (статья 128 ТК РФ). Поэтому использовать такой вариант не рекомендуем — во избежание дальнейших споров с работниками и претензий проверяющих.

4. Работники должны быть ознакомлены с приказом об объявлении простоя под подпись. При отказе сотрудника нужно составить акт об отказе за подписью двух свидетелей.

5. Служба занятости населения уведомляется о принятом решении (если речь идет об объявлении простоя по всей организации).

Так, при приостановке производства работодатель обязан в письменной форме сообщить об этом в органы службы занятости в течение трех рабочих дней после принятия решения о проведении соответствующих мероприятий (абзац второй пункта 2 статьи 25 Закона РФ от 19.04.91 N 1032-1 «О занятости населения в Российской Федерации»). Единая унифицированная форма уведомления не установлена, если в вашем регионе она также не утверждена, то направьте в службу занятости информацию о приостановке в произвольной форме, указав в уведомлении ее причину, период и численность сотрудников, которую она затрагивает.

Обращаем внимание, что ситуации приостановки деятельности, когда обстановка с коронавирусом никак не повлияла на деятельность компании и причины объявления простоя (экономического, технологического, технического или организационного характера) фактически отсутствуют, не могут быть квалифицированы как простой. В таком случае сотрудники продолжают выполнять трудовую функцию в штатном или дистанционном режиме. Работодатели же, в свою очередь, обеспечивают санитарные правила: контролируют температуру тела, обеспечивают при входе кожными антисептиками, контролируют соблюдение самоизоляции работников на дому на установленный срок (14 дней) при возвращении их из стран, где зарегистрированы случаи COVID-19, и пр. (см. письмо Роспотребнадзора от 10.03.2020 N 02/3853-2020-27 «О мерах по профилактике новой коронавирусной инфекции (COVID-19)» вместе с «Рекомендациями по профилактике новой коронавирусной инфекции (COVID-19) среди работников»). Роспотребнадзором пока в обязанности работодателей оформление простоя из-за угрозы распространения коронавируса не вменено. Рекомендуем отслеживать актуальную информацию, вероятно, меры безопасности усилятся.

1. Справка или иной аналогичный документ, оформленный надлежащим образом и выданный работодателем.

Отметим, что нормативно требования к подобного рода документам не закреплены. Указанные документы позволят подтвердить не только факт работы сотрудника в конкретной организации, но и вид деятельности предприятия, на которое не распространяется режим нерабочих дней, о чем будет сказано далее.

2. Пропуск или разрешение иного вида, если таковые предусмотрены актами на уровне субъектов РФ.

Так, например, специальные пропуска, которые должны выдаваться в порядке, установленном Правительством Москвы, упоминаются в пункте 9.3 Указа Мэра Москвы от 05.03.2020 N 12-УМ «О введении режима повышенной готовности». При этом порядок их выдачи и требования к содержанию на текущий момент не определены.

Дополнительно отметим, что в ряде субъектов РФ предусмотрена необходимость получения специальных разрешений посредством SMS-сообщений или QR-кодов. Подобные меры предусмотрены, например, в постановлении Кабинета Министров Республики Татарстан от 31.03.2020 N 240.

Если говорить о содержании справки, выдаваемой работодателем, то в ней следует отразить ряд сведений, к числу которых можно отнести данные:

• о работодателе (наименование, ИНН, ОГРН);
• о месте нахождения организации и осуществления трудовой функции работником, поскольку подразумевается, что соответствующий документ будет использоваться работником для целей проезда к месту работы и обратно;
• о виде деятельности организации и правовом обосновании ее продолжения со ссылкой на соответствующий указ Президента РФ, которые помогут определить, действительно ли на работодателя не распространяется режим нерабочих дней;
• о работнике, которому выдана справка, с указанием Ф.И.О., даты рождения, паспортных данных, сведений о месте жительства (пребывания) работника, его должности (профессии) (дополнительно могут быть указаны реквизиты приказа о приеме сотрудника на работу);
• при наличии — о реквизитах приказа, на основании которого осуществляется деятельность организации в период установленных нерабочих дней (в данном приказе среди прочего могут содержаться сведения о списке и (или) численности работников, привлекаемых к работе в указанный период);
• о периоде, на который выдана справка.

Кроме того, в качестве обязательных реквизитов должны быть представлены номер справки (при наличии), а также дата ее выдачи, подпись и печать (при наличии) руководителя организации. Дополнительно в справке могут быть отражены сведения о телефонах и иных средствах связи организации, с помощью которых в случае необходимости можно будет уточнить необходимую информацию о работнике.

Обоснование:

Согласно п.3 ГОСТ Р 53865-2010 сетью газопотребления является технологический комплекс газовой сети потребителя, расположенный от места присоединения к сети газораспределения до газоиспользующего оборудования, и состоящий из газопроводов и технических устройств на них. При этом в соответствии с нормативными требованиями (подп.«е» п.3, п.7 Правил охраны газораспределительных сетей, утв. Постановлением Правительства РФ от 20.11.2000 N 878, далее — Правила), охранные зоны (территории с особыми условиями использования), нормируются вдоль трасс газопроводов и вокруг других объектов для сетей газораспределения.

В соответствии с п.2 ГОСТ Р 53865-2010, сетью газораспределения является технологический комплекс, состоящий из распределительных газопроводов, газопроводов-вводов, сооружений, технических устройств.

Если в данном случае речь идет о газопроводе-вводе, которым является газопровод, проложенный от места присоединения к распределительному газопроводу до сети газопотребления (п.24 ГОСТ Р 53865), то такой газопровод рассматривается как составная часть сети газораспределения и в этой связи в отношении данного газопровода устанавливается охранная зона по п.7 «б» Правил.

Если же газопровод не входит в состав сети газораспределения, охранная зона для него не назначается независимо от материала газопровода.

Обоснование:

Пунктом 5.2 СП 36.13330.2012 установлено, что прокладка трубопроводов может осуществляться одиночно или параллельно другим действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре.

В соответствии с п.7.18 СП 36.13330 расстояния между параллельно строящимися и действующими трубопроводами в одном техническом коридоре (кроме районов, указанных в п.7.20 этого же СП) следует принимать из условий технологии поточного строительства, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности их в процессе эксплуатации, но не менее значений, приведенных:

• в таблице 7 — при надземной, наземной или комбинированной прокладке газопроводов;
• в таблице 8 — при подземной прокладке трубопроводов.

Согласно таблице 8 СП 36.13330 минимальное расстояние между осями проектируемого и действующего подземных трубопроводов при номинальном диаметре проектируемого трубопровода от 400 до 700 мм включительно принимается от 14 до 23 м.

Таким образом, в данном случае положение п.7.18 и табл.8 СП 36.13330 является общим условием определения расстояний между существующим и проектируемым подземными магистральными трубопроводами (без учета их назначения).

В то же время согласно примечанию 2 к указанной таблице для трубопроводов различного назначения и разных диаметров следует выполнять требования п.7.19, которым установлены соответствующие положения для обоих указанных условий:

• расстояние между параллельными нитками газопроводов и нефтепроводов и нефтепродуктопроводов необходимо предусматривать как для газопроводов;
• при параллельной прокладке трубопроводов разных диаметров расстояние между ними следует принимать как для трубопровода большого диаметра.

Минимальные расстояния между одновременно прокладываемыми в одном техническом коридоре параллельными нитками газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов при подземной прокладке принимаются по таблице 6 (п.7.17 СП 36.13330).

Согласно указанной таблице, расстояние между газопроводами диаметром свыше 400 и до 700 мм включительно следует принимать не менее 9 м, что значительно меньше значений, установленных общими положениями таблицы 8.

В свою очередь, применение значений, указанных в табл.7, исключается, так как она не нормирует возможность прокладки сразу обеих (как первой, так и второй) ниток газопроводов подземно, а устанавливает требования к надземной, наземной или комбинированной прокладке газопроводов, да и то в условиях местностей, указанных в п.11.1 СП 36.13330.

В этой связи представляется, что в данной ситуации надлежит руководствоваться общим требованием, установленным п.7.18 и табл.8 к прокладке проектируемого нефтепровода в условиях действующего газопровода, а не исключением, определенным прим.2 к табл.8 и п.7.19 СП 36.13330, так как не выполняется ряд условий:

1. примечанию 2 к таблице 8 должны соответствовать одновременно не только трубопроводы различного назначения, но и разных диаметров (в прим. 2 не указано «или»);
2. руководству положением п.7.19 (определение расстояний при подземной прокладке трубопроводов различного назначения как для газопроводов) препятствует изложенное в п.7.17 СП 36.13330, которым расстояния по таблице 6 нормируются при одновременной прокладке двух параллельных ниток газопроводов (в рассматриваемой ситуации прокладка второй нитки предусматривается в условиях действующей нитки).
   Расстояния по табл.8, существенно большие в сравнении с табл.6 СП 36.13330, обусловлены именно фактором ведения строительства трубопровода в условиях действующего трубопровода при их параллельной прокладке;
3. применение положений табл.7 в контексте требования п.7.19 также исключается, так как данной таблицей расстояния между параллельными нитками газопроводов при подземной прокладке не нормируются.

Но для арматуры в сборе, вместе с электроприводом, должно быть подтверждено соответствие ТР ТС 010/2011 и, если применимо, ТР ТС 032/2013 «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением». Соблюдение требований ТР ТС 010/2011 обеспечивается добровольным применением ГОСТ Р 53672-2009 «Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности».

В соответствии с п.6.1.8 ГОСТ Р 53672-2009 применяемые электроприводы должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.007.0-75 «Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Изделия электротехнические. Общие требования безопасности» и ГОСТ Р 51317.2.4-2000 (МЭК 61000-2-4-94) «Совместимость технических средств электромагнитная. Электромагнитная обстановка. Уровни электромагнитной совместимости для низкочастотных кондуктивных помех в системах электроснабжения промышленных предприятий».

В соответствии с п.6.1.10 ГОСТ Р 53672-2009 электроприводы арматуры должны иметь ручной дублер. Электроприводы и другие электрические устройства арматуры должны быть помехоустойчивы и соответствовать установленным требованиям электромагнитной совместимости. Соблюдение требований ТР ТС 032/2013 обеспечивается добровольным применением ГОСТ 12.2.063-2015 «Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности».

В соответствии с п.6.1.10 ГОСТ 12.2.063-2015 применяемые электроприводы должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.007.0-75 и ГОСТ Р 51317.2.4-2000.

В соответствии с п.6.1.12 ГОСТ 12.2.063-2015 электроприводы арматуры должны иметь ручной дублер. Электроприводы и другие электрические устройства арматуры должны быть помехоустойчивы и соответствовать установленным требованиям электромагнитной совместимости.

Таким образом, из требований к электроприводам промышленной арматуры следует, что на них распространяются требования ТР ТС 004/2011 «О безопасности низковольтного оборудования» и ТР ТС 020/2011 «Электромагнитная совместимость технических средств» и не распространяются требования ТР ТС 010/2011.

Уточнение: Изготовление в соответствии с ГОСТ снимает необходимость в подтверждении соответствия?

Ответ на уточнение:

Необходимость в подтверждении соответствия ТР ТС 010/2011 и ТР ТС 032/2013 электроприводов отсутствует, так как электроприводы промышленной арматуры не являются объектами, на которые распространяется действие ТР ТС 010/2011 и ТР ТС 032/2013.

Необходимость подтверждения соответствия самой арматуры остается, но при подтверждении соответствия требованиям технического регламента могут быть использованы материалы, подтверждающие соответствие требованиям примененного стандарта из обеспечивающего перечня к данному техническому регламенту.

• нефтебаза — это комплекс сооружений и устройств, предназначенных для приема, хранения, перевалки с одного вида транспорта на другой и/или сдачи нефти/нефтепродуктов. Различают перевалочные, призаводские и распределительные нефтебазы.

Стандартизованного на федеральном уровне термина «нефтесклад» нет.

В п.3.16 СП 155.13130.2014 «Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности» дано определение складов нефти и нефтепродуктов:

• склады нефти и нефтепродуктов — это комплекс зданий, резервуаров и других сооружений, предназначенных для приема, хранения и выдачи нефти и нефтепродуктов.

К складам нефти и нефтепродуктов относятся:

• предприятия по обеспечению нефтепродуктами (нефтебазы);
• резервуарные парки и наливные станции магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов;
• товарно-сырьевые парки центральных пунктов сбора нефтяных месторождений, нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий;
• склады нефтепродуктов, входящие в состав промышленных, транспортных, энергетических, сельскохозяйственных, строительных и других предприятий и организаций (расходные склады).

Из приведенных определений можно заключить, что употребление слова «нефтесклад» нежелательно из-за возможной неоднозначности его толкования, а термин «склады нефти и нефтепродуктов» является более общим, чем термин «нефтебаза».

Обоснование:

1. Внутриплощадочные трубопроводы УКПГ относятся к технологическим.

В соответствии с п.9.5 ВСН 632-87 «Изготовление, монтаж и испытание технологических трубопроводов на Ру до 10 МПа», окончанием работ по монтажу трубопроводов следует считать завершение индивидуальных испытаний, выполненных в соответствии со СНиП 3.05.05-84 и настоящих ВСН, и подписание рабочей комиссией акта их приемки.

В настоящее время СНиП 3.05.05-84 «Технологическое оборудование и технологические трубопроводы» действует в актуализированной редакции (СП 75.13330.2011).

Согласно п.5.4 СП 75.13330 трубопроводы необходимо испытывать на прочность и герметичность.

Вид (прочность, герметичность), способ (гидравлический, пневматический), продолжительность и оценку результатов испытаний следует принимать в соответствии с рабочей документацией.

На основании п.5.1 СП 75.13330 порядок и сроки проведения индивидуальных испытаний и обеспечивающих их пусконаладочных работ должны быть установлены графиками, согласованными монтажной и пусконаладочной организациями, генподрядчиком, заказчиком и другими организациями, участвующими в выполнении строительно-монтажных работ.

Отдельно на случай проведения пневматических испытаний на основании п.5.12 СП 75.13330, до их начала, должна быть разработана инструкция по безопасному ведению испытательных работ в конкретных условиях, с которой должны быть ознакомлены все участники испытания.

2. Кроме того, ряд требований к наличию и содержанию инструкций по безопасному проведению испытаний технологических трубопроводов содержит Руководство по безопасности «Техническое диагностирование трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов», утв. приказом Ростехнадзора от 02.08.2018 N 330.

Несмотря на наименование, представляется, что положения данного Руководства применимы по аналогии к внутриплощадочным трубопроводам также и промысловых объектов, т.к. данным Руководством нормируются критерии и требования по безопасности внутриплощадочных трубопроводов объектов магистрального транспорта (например, см. п.175 Руководства).

Согласно п.212 Руководства меры безопасности рекомендуется указывать в инструкции по испытаниям. В инструкции устанавливается порядок допуска персонала и оборудования к испытаниям, действия персонала во время испытаний, очистки и технического диагностирования в нормальных условиях и при возникновении аварийной ситуации, порядок окончания испытаний, очистки и диагностирования, снятия охранной зоны в соответствии с требованиями НД.

С данной инструкцией должны быть ознакомлены все работники, привлекаемые к проведению испытаний, очистки и диагностирования (п.216 Руководства).

3. На основании п.1.5 ГОСТ 32569-2013 «Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожароопасных и химически опасных производствах», за правильную и безопасную эксплуатацию трубопровода, контроль за его работой, за своевременность и качество проведения технического обслуживания и ремонта несет ответственность организация, осуществляющая эксплуатацию трубопровода (владелец трубопровода).

Таким образом, прямые нормативные положения в отношении технологических трубопроводов, аналогичные нормам, требующим разработки инструкций по очистке полости, испытанию на прочность и проверке на герметичность внутрипромысловых трубопроводов, отсутствуют. Вместе с тем анализ действующих нормативных документов показывает, что разработка такой инструкции (в части испытаний технологических трубопроводов), а также графика (по СП 75.13330) необходима.

Обязанность ее разработки возлагается на эксплуатирующую организацию.

Обоснование:

Конкретные значения расстояний, указанные в п.п.6.1.18-6.1.21, в том числе п.6.1.19 СП 231.1311500.2015, определены в соответствии с п.6.1.17 того же свода правил с учетом дебита скважин, вида добываемого продукта и значений пластового давления продуктивного горизонта. В этой связи между приведенными нормативными положениями противоречий не усматривается. Установленные расстояния, таким образом, подлежат соблюдению при проектировании объектов добычи и обустройства нефтяных и газовых месторождений.

В то же время с учетом нижеследующего, представляется, что возможность отступления от значений, указанных в п.6.1.19 СП 231.1311500, имеется.

Как указано в п.3 ФНП «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утв. приказом Ростехнадзора N 101 от 12.03.2013, требования пожарной безопасности к ОПО нефтяной и газовой промышленности устанавливаются ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» от 22.07.2008 N 123-ФЗ.

В соответствии с ч.1 ст.6 ФЗ N 123 пожарная безопасность объекта защиты считается обеспеченной при выполнении одного из следующих условий:

1. В полном объеме выполнены требования пожарной безопасности, установленные техническими регламентами, принятыми в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании», и пожарный риск не превышает допустимых значений, установленных настоящим Федеральным законом;
2. В полном объеме выполнены требования пожарной безопасности, установленные техническими регламентами, принятыми в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании», и нормативными документами по пожарной безопасности.

К нормативным документам по пожарной безопасности относятся национальные стандарты, своды правил, содержащие требования пожарной безопасности, а также иные документы, содержащие требования пожарной безопасности, применение которых на добровольной основе обеспечивает соблюдение требований настоящего Федерального закона (ч.3 ст.4 ФЗ N 123).

СП 231.1311500.2015 включен в 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», утв. приказом Федерального агентства по техническому регулирования и метрологии N 1317 от 03.06.2019.

Это означает, что требования данного свода правил подлежат применению к объектам защиты во исполнение одного из двух условий обеспечения соответствия объекта защиты требованиям пожарной безопасности, в данном случае — условия, установленного п.2 ч.1 ст.6 ФЗ N 123 (то есть в качестве нормативного документа на добровольной основе).

Таким образом, при реализации альтернативного условия обеспечения пожарной безопасности, установленного п.1 ч.1 ст.6 ФЗ N 123, в целях отступления от требований СП 231.1311500.2015, необходимо выполнить расчет пожарного риска, который будет являться составной частью раздела 9 проектной документации «Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности» (пп.«м» п.26 Положения о составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию, утв. постановлением Правительства РФ от 16 февраля 2008 года N 87).

Следует отметить, что отступление от требований СП 231.1311500.2015 станет возможным только в том случае, если пожарный риск, определенный расчетом, не превышает допустимых значений.

Согласно п.3.3 ПБ 03-582-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации компрессорных установок с поршневыми компрессорами, работающими на взрывоопасных и вредных газах, средства автоматического газового анализа предусматриваются для контроля загазованности по предельно допустимой концентрации (ПДК) и нижнему концентрационному пределу распространения пламени (НКПР) в производственных помещениях и рабочей зоне открытых наружных установок как правило, с сигнализацией предельно допустимых величин.

Пунктом 642 ФНП N 101 установлена необходимость оборудования компрессоров, перекачивающих углеводородные газы, системой автоматического отключения компрессоров при достижении концентрации углеводородных газов в помещении 20% нижнего концентрационного предела распространения пламени.

В свою очередь, пункт 577 ФНП N 101 устанавливает необходимость оборудования газокомпрессорных станций блокировками остановки компрессоров в целях прекращения работы компрессоров как при превышении предельно допустимых значений технологических параметров, так и при загазованности воздушной среды выше 40% нижнего концентрационного предела распространения пламени на одном датчике или 20% на двух и более датчиках, а также в других случаях.

Может показаться, что требование п.642 ФНП N 101 идет вразрез с изложенным в п.577 этих же ФНП. Несмотря на кажущееся противоречие, представляется, что положение п.642 ФНП N 101 является основным, требующим отключения компрессоров при достижении 20% НКПР углеводородных газов. При этом п.577 ФНП N 101 допускает возможность отключения компрессоров при достижении в помещениях компрессорных станций 40% НКПР (при обнаружении загазованности одним датчиком) и 20% — при обнаружении загазованности 2 и более датчиками.

Существуют нормативы, согласно которым промысловые объекты (сфера регулирования ФНП N 101) должны оборудоваться аварийной вытяжной вентиляцией, срабатывающей автоматически от газоанализаторов при достижении именно 20% НКПР (например, п.4.29 и п.4.44 ВНТП 3-85).

Данное положение соответствует нормам как п.577, так и п.642 ФНП N 101, так как аварийная вентиляция, сблокированная с системой загазованности, предназначена на случай возможной аварии, связанной с утечкой газа в целях избегания загазованности помещения, уменьшения концентрации газа в объеме помещения, и, таким образом, препятствия дальнейшему развитию аварии. В свою очередь, при неисправности (неработоспособности) вентиляционной системы в помещении компрессорной вследствие увеличения концентрации газа создается угроза взрыва. В этом случае согласно п.577 ФНП N 101 компрессоры также подлежат отключению.

Более того, пунктом 2.3 ВСН 64-86 «Методические указания по установке сигнализаторов и газоанализаторов контроля довзрывоопасных и предельно допустимых концентраций химических веществ в воздухе производственных помещений» допускается отключение технологического оборудования при превышении концентрации газов и паров в воздухе 50% от НКПР.

Следует отметить, что положения действующих ведомственных нормативных документов подлежат применению в части, не противоречащей положениям национальных стандартов и сводов правил, а в данном случае — положениям законодательства в области промышленной безопасности, к которому отнесены также и ФНП.

Таким образом, соблюдению подлежат оба указанных нормативных требования (в зависимости от концентрации и способа обнаружения порога загазованности, установленных п.577 ФНП N 101).

В соответствии с п.1.1 ВУП СНЭ-87 «Ведомственные указания по проектированию железнодорожных сливо-наливных эстакад легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и сжиженных углеводородных газов» данные указания были обязательными при разработке проектов вновь проектируемых и реконструируемых сливо-наливных железнодорожных эстакад легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и сжиженных углеводородных газов, предназначенных для слива сырья и отправки (налива) товарной продукции на предприятиях Министерства нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР.

Это означает, что предприятия других министерств и ведомств СССР тоже могли применять ВУП СНЭ-87, но применение не было обязательным.

В п.2.10 ГОСТ Р 50458-92 «Устройства для налива нефти и нефтепродуктов в железнодорожные цистерны. Общие технические требования и методы испытаний» установлено, что требования, обеспечивающие герметичность наливного стояка с горловиной железнодорожной цистерны, должны соответствовать ВУП СНЭ-87. Так как национальные стандарты применяются независимо от ведомственной принадлежности, то указанные в п.2.10 ГОСТ Р 50458-92 требования ВУП СНЭ-87 выполняются предприятиями любых ведомств, применяющими ГОСТ Р 50458-92.

В соответствии с приложением 15 ВНТП 5-95 «Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)» ВУП СНЭ-87 используются при проектировании предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз).

В соответствии с п.3.4.1 «Пособия по проектированию складов горючего Министерства обороны Российской Федерации» при проектировании устройств слива-налива следует проектировать в соответствии с требованиями ВУП СНЭ-87.

В п.8.5.1 СП 43.13330.2012 «Сооружения промышленных предприятий. Актуализированная редакция СНиП 2.09.03-85» установлено, что указания по проектированию сливоналивных эстакад приведены в ВУП СНЭ-87.

В соответствии с п.9.5.1 СП 343.1325800.2017 «Сооружения промышленных предприятий. Правила эксплуатации» конструктивные решения разгрузочных железнодорожных (сливо-наливных) эстакад приведены в ВУП СНЭ-87.

Можно заключить, что применение в настоящее время положений ВУП СНЭ-87 обусловлено наличием ссылок на него в различных нормативных документах. Условия и границы применения положений ссылочного ВУП СНЭ-87 установлены в документе, содержащем ссылку.

Перечисленные документы применяются на добровольной основе, применение самого ВУП СНЭ-87 также является добровольным.

При применении ВУП СНЭ-87 следует сверять применяемые требования с требованиями действующих нормативных правовых актов, в частности, «Общих правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств».

— Федеральный закон от 22 июля 2008 года N 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (ред. от 27.12.2018);

— нормативные документы, включенные в 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, утвержденный приказом Росстандарта от 3 июня 2019 года N 1317;

— Федеральный закон от 30 декабря 2009 года N 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» (ред. от 02.07.2013);

— нормативные документы, включенные 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 РФ от 26.12.2014 N 1521 (ред. от 07.12.2016);

— приказ Ростехнадзора РФ от 12 марта 2013 года N 101 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (в ред. от 12 января 2015 года).

В настоящий момент к нормативным документам по пожарной безопасности относятся (перечень, утвержденный приказом Росстандарта от 3 июня 2019 года N 1317):

— СП 1.13130.2009 «Системы противопожарной защиты. Эвакуационные пути и выходы» (в редакции от 09.12.2010) (свод правил в целом);

— СП 2.13130.2012 «Системы противопожарной защиты. Обеспечение огнестойкости объектов защиты» (ред. от 23.10.2013) (свод правил в целом);

— СП 4.13130.2013 «Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям» (свод правил в целом).

К нормативным документам обязательного применения в области безопасности зданий и сооружений в настоящий момент относится (перечень, утвержденный постановлением Правительства РФ от 26.12.2014 N 1521 (ред. от 07.12.2016)):

СП 56.13330.2011 «Производственные здания. Актуализированная редакция СНиП 31-03-2001», а именно разделы 1, 4 (пункты 4.5, абзац последний пункта 4.6, пункт 4.11), 5 (пункты 5.1, 5.4, 5.7-5.9, 5.11-5.12, 5.15-5.20, 5.23-5.26, 5.29, 5.30, 5.33, 5.34, 5.36) (в настоящий момент обязательные разделы и пункты СП 56.13330.2011 должны применяться без внесенных изменений, так как в перечень включен СП 56.13330.2011 без изменений).

При этом необходимо учитывать, что различные требования, установленные нормативными правовыми актами, нормативными документами по пожарной безопасности, нормативными документами обязательного применения в области безопасности зданий и сооружений, не могут применяться в части, снижающей (ухудшающей) требования безопасности.

В соответствии с п.4.4.2 СП 1.13130.2009 (нормативное требование по пожарной безопасности) уклон лестниц на путях эвакуации должен быть, как правило, не более 1:1; ширина проступи, как правило, не менее 25 см, а высота ступени — не более 22 см.

Уклон открытых лестниц для прохода к одиночным рабочим местам допускается увеличивать до 2:1.

В соответствии с п.5.18 СП 56.13330.2011 (пункт обязательного применения в области безопасности зданий и сооружений) в производственных зданиях (сооружениях) уклон маршей в лестничных клетках следует принимать не менее 1:2 при ширине проступи 0,3 м; для подвальных этажей и чердаков допускается принимать уклон маршей лестниц 1:1,5 при ширине проступи 0,26 м.

В соответствии с п.5.19 СП 56.13330.2011 (пункт обязательного применения в области безопасности зданий и сооружений) в производственных зданиях (сооружениях) внутренние открытые лестницы (при отсутствии стен лестничных клеток) должны иметь уклон не более 1:1. Уклон открытых лестниц для прохода к одиночным рабочим местам допускается увеличивать до 2:1. Для осмотра оборудования при высоте подъема не более 10 м допускается проектировать вертикальные лестницы шириной 0,6 м.

В соответствии с п.32 приказа Ростехнадзора РФ от 12 марта 2013 года N 101 (обязательное требование) маршевые лестницы должны иметь уклон не более 60 градусов (у резервуаров — не более 50 градусов), ширина лестниц должна быть не менее 0,65 м, у лестницы для переноса тяжестей — не менее 1 м. Расстояние между ступенями по высоте должно быть не более 0,25 м. Ширина ступеней должна быть не менее 0,2 м и иметь уклон вовнутрь 2-5 градусов. С обеих сторон ступени должны иметь боковые планки или бортовую обшивку высотой не менее 0,15 м, исключающую возможность проскальзывания ног человека. Лестницы должны быть с двух сторон оборудованы перилами высотой 1 м.

Соответственно, при проектировании лестниц в производственных зданиях (сооружениях) необходимо применять наиболее безопасные требования из требований, установленных Федеральным законом от 22 июля 2008 года N 123-ФЗ, Федеральным законом от 30 декабря 2009 года N 384-ФЗ, СП 1.13130.2009, СП 2.13130.2012, СП 4.13130.2013, СП 56.13330.2011, приказом Ростехнадзора РФ от 12 марта 2013 года N 101.

В соответствии с п.5.18 СП 56.13330.2011 (пункт обязательного применения в области безопасности зданий и сооружений) в производственных зданиях (сооружениях) ширина проступи должна быть не менее 0,3 м, а для подвальных этажей и чердаков допускается принимать ширину проступи не менее 0,26 м.

Проступь (going): горизонтальное расстояние между двумя последовательными выступающими кромками ступени, измеренное по линии ходьбы (п.9.2.19 ГОСТ Р 58033-2017 «Здания и сооружения. Словарь. Часть 1. Общие термины»).

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 м ³ . 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)

Здания и сооружения склада	Расстояния, м, от сливоналивных устройств складов категории
	I	II	IIIа	IIIб	IIIв
6. Здания, сооружения и наружные установки склада с производственными процессами с применением открытого огня, топливораздаточные колонки топливозаправочного пункта, гаражи и помещения технического обслуживания автомобилей	40/30	40/30	40/30	40/30	40/30

Примечание. Расстояния, указанные над чертой, относятся к сливоналивным устройствам с легковоспламеняющимися, под чертой — с горючими нефтью и нефтепродуктами.

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»

Наименование объектов, граничащих со зданиями и с сооружениями складов нефти и нефтепродуктов*	Противопожарные расстояния от зданий и сооружений складов нефти и нефтепродуктов до граничащих с ними объектов при категории склада, метры *
	I	II	IIIа	IIIб	IIIв
Жилые и общественные здания	200	100 (200)	100	100	100

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.

Соответствующие требования содержатся в федеральных нормах и правилах, нормативных правовых актах МЧС, нормативных документах разных ведомств — в зависимости от сферы деятельности предприятия, вида осуществляемых работ.

Удаление паров нефтепродуктов из резервуара до взрывобезопасной концентрации достигается в процессе промывки его специальными водными растворами с помощью специального оборудования для механизированной зачистки или пропаркой. Также тщательной вентиляцией (принудительной или естественной) резервуара после проведения указанных выше операций (п.4.11 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов», утв. приказом Ростехнадзора от 07.11.2016 N 461).

Работы по очистке резервуаров регламентируются в том числе следующими федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности:

• Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утв. приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 N 101;
• Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы», утв. приказом Ростехнадзора от 21.11.2013 N 558;
• Федеральными нормами и правилами «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утв. приказом Ростехнадзора от 11.03.2013 N 96 и др.

Кроме того, требования к зачистке резервуаров устанавливаются Правилами технической эксплуатации нефтебаз, утв. приказом Минэнерго России от 19.06.2003 N 232.

Важно, чтобы лаборатория убедилась в том, что она способна выполнять все требования ГОСТ ISO/IEC 17025-2019, что в стандарте нет неприемлемых для лаборатории требований.

В соответствии с п.3.10 Р 50.2.098-2015 «Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Порядок ведения реестра Российской системы калибровки» калибровочные лаборатории — это юридические лица и индивидуальные предприниматели, подразделения юридических лиц, специалисты юридических лиц, выполняющие работы по калибровке средств измерений.

В статье 2 Федерального закона от 26.06.2008 N 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений» даны следующие определения понятий:

• калибровка средств измерений — совокупность операций, выполняемых в целях определения действительных значений метрологических характеристик средств измерений;
• поверка средств измерений — совокупность операций, выполняемых в целях подтверждения соответствия средств измерений метрологическим требованиям.

Для подтверждения соответствия средств измерений метрологическим требованиям нужно определить действительные значения их метрологических характеристик.

Следовательно, работы, выполняемые при поверке средств измерений, схожи с работами, выполняемыми при калибровке. Отсюда можно заключить, что к компетентности поверочных лабораторий, скорее всего, могут быть предъявлены те же требования, что и к компетентности калибровочных лабораторий.

Если поверочная лаборатория применяет ГОСТ ИСО/МЭК 17025-2009, который также был разработан для калибровочных лабораторий, то с большой долей вероятности она сможет применять ГОСТ ISO/IEC 17025-2019.

Окончательный ответ на этот вопрос будет получен по результатам внедрения ГОСТ ISO/IEC 17025-2019 в поверочной лаборатории.

Для отбора проб в целях ТР ТС 013/2011 «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту» с 01.01.2019 решением Коллегии ЕЭК от 30.06.2017 N 72 установлены как необходимые методы следующих стандартов:

• ГОСТ 31873-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы ручного отбора проб» (поз.328 перечня);
• ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб» (поз.330 перечня).

Что касается ГОСТ 32139-2013 «Нефть и нефтепродукты. Определение содержания серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии», то для целей ТР ТС 013/2011 признан необходимым только метод определения в автомобильном бензине массовой доли серы по ГОСТ 32139-2013, а не метод отбора проб, установленный в этом стандарте.

Обязательные требования к Руководству по качеству для лабораторий установлены в п.23, 23.1-23.22 Критериев аккредитации. Этот нормативный правовой акт не отменяется, он продолжает действовать.

То, что включено в Руководство по качеству сверх требований Критериев аккредитации — это дополнительные положения, не являющиеся общеобязательными. Вы можете включать дополнительные положения исходя из собственных потребностей или в соответствии с применяемыми национальными стандартами.

При подтверждении компетентности будет проверяться соответствие деятельности лаборатории положениям ее Руководства по качеству, но не соответствие самого Руководства по качеству требованиям нового национального стандарта.

Отмена с 01.09.2019 ГОСТ ИСО/МЭК 17025-2009 «Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий» в связи с введением в действие ГОСТ ISO/IEC 17025-2019 «Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий» не требует разработки нового Руководства по качеству, тем более, что до внесения изменений в приложение 2 к приказу Минэкономразвития России от 30.05.2014 N 326 именно ГОСТ ИСО/МЭК 17025-2009 является документом в области стандартизации, соблюдение требований которого заявителями, аккредитованными лицами обеспечивает их соответствие критериям аккредитации. Проект изменений в приказ Минэкономразвития России от 30.05.2014 N 326, которым в приложение 2 к приказу будет включена ссылка на ГОСТ ISO/IEC 17025-2019, находится на стадии подготовки заключения оценки регулирующего воздействия (ОРВ).

В Белоруссии в качестве критериев аккредитации внедрены стандарты, опубликованные на сайте Белорусского государственного центра аккредитации.

В этом случае замена одного из таких стандартов означает изменения в критериях аккредитации, следовательно, потребуется подтверждать компетентность в соответствии с новыми критериями аккредитации, а значит — вносить изменения в Руководство по качеству до очередного подтверждения компетентности.

Но в России критерии аккредитации сформулированы в отдельном НПА, поэтому замена документа по стандартизации не требует оперативного принятия мер.

На сайте Росаккредитации опубликована информация о том, что срок перехода к новой редакции международного стандарта ISO/IEC 17025 составит три года с даты опубликования.

Вероятно, после вступления в силу ГОСТ ISO/IEC 17025-2019 Росаккредитация сообщит также о сроке и порядке перехода к применению ГОСТ ISO/IEC 17025-2019. Как правило, национальные стандарты на системы менеджмента, идентичные международным стандартам, имеют ту же дату начала применения нового стандарта, что и соответствующий международный стандарт. Для ISO/IEC 17025:2017 переходный период заканчивается 01.12.2020.

О возможности моделирования указанной формы отношений можно судить по результатам идентификации соответствующих объектов и определения роли каждой из указанных сторон по отношению к опасному производственному объекту. Во избежание нарушений считаем необходимым за соответствующим разъяснением обратиться в Ростехнадзор.

В соответствии с п.3.12 ГОСТ Р ИСО 5725-1-2002 «Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 1. Основные положения и определения» под прецизионностью понимают степень близости друг к другу независимых результатов измерений, полученных в конкретных регламентированных условиях.

Если условия метода В соблюдены, а вы получили значение хлора вне диапазона от 5 до 50 млнˉ¹, можно усомниться в правильности использования метода. Кроме того, в соответствии с п.4.2.2 ГОСТ Р ИСО 5725-1-2002 явные различия во внутрилабораторных стандартных отклонениях или в средних значениях по лабораториям могут указывать на недостаточную детализацию стандартного метода измерений и на необходимость его совершенствования.

В соответствии с разделом 30 ГОСТ Р 52247-2004 показатели прецизионности метода В установлены для содержания хлора во фракции нефти, выкипающей до 204°С, в диапазоне от 5 до 50 млнˉ¹. Показатели прецизионности установлены на спектрометре «Спектроскан МАКС GV» (Россия) с использованием стандартного образца висмута только в соответствии с CONOSTAN — Стандартный образец висмута (Bi) фирмы ConocoPhilips Specialty Products Inc.

Если вы используете другую аппаратуру или исследуемая нефть имеет отличные характеристики, вы можете получить иные значения содержания хлора. При этом показатели повторяемости и воспроизводимости, установленные в п.30.1 и 30.2 ГОСТ Р 52247-2004, будут неприменимы.

В ГОСТ Р ИСО 5725-3-2002 «Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 3. Промежуточные показатели прецизионности стандартного метода измерений» рассмотрены факторы, влияющие на изменчивость измерений в условиях выполнения измерений в пределах лаборатории.

2. В описании метода В ГОСТ Р 52247-2004 в разделе 28 «Проведение испытаний» в п.28.1 упоминается испытуемый образец свежеотогнанной и промытой нафты. Следовательно, фракцию нафты нужно промывать.

Все остальные пункты стандарта содержат общие сведения, а к конкретному методу В относятся положения разделов 24-30 ГОСТ Р 52247-2004. Ими и следует руководствоваться при возникновении затруднений.

Обоснование

1. Согласно части 2 статьи 7 ФЗ N 116 техническое устройство, подлежащее применению на ОПО, до начала применения на опасном производственном объекте подлежит либо экспертизе промышленной безопасности, либо иной форме оценки соответствия, установленной техническим регламентом.

В зависимости от сферы применения РГС подпадают под положения как ТР ТС 010/2011 «О безопасности машин и оборудования», так и ТР ТС 032/2013 «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением».

2. Согласно п.2 ст.8 ТР ТС 010/2011 подтверждение соответствия машин и (или) оборудования требованиям данного технического регламента осуществляется в формах сертификации или декларирования соответствия, в соответствии с Приложением N 3 к ТР ТС 010/2011.

Согласно пунктам 9, 17 Приложения N 3 к ТР ТС 010/2011 при отнесении РГС соответственно к оборудованию химическому, нефтегазоперерабатывающему, либо к оборудованию нефтепромысловому, буровому геологоразведочному (в зависимости опять же от сферы применения (назначения РГС и производства, на котором они используются)), РГС подлежат подтверждению соответствия требованиям ТР ТС 010/2011 в форме декларирования.

В силу п.6 ст.8 ТР ТС 010/2011 декларация о соответствии или сертификат соответствия являются единственным документом, подтверждающим соответствие машины и (или) оборудования требованиям данного технического регламента.

3. В свою очередь, РГС, использующиеся в качестве сосудов, работающих под избыточным давлением (более 0,07 МПа), подлежат подтверждению соответствия требованиям ТР ТС 032/2013.

Форма подтверждения соответствия сосуда (РГС) требованиям ТР ТС 032/2013 (декларирование или сертификация) определяется категорией сосудов, которая, в свою очередь, определяется группой рабочих сред (продуктов, веществ), обращающихся в данном сосуде. вместимостью и рабочим давлением (п.п.42, 43; таблицы 3, 4 Приложения N 1 к ТР ТС 032/2013). В частности, декларирование соответствия оборудования проводится в отношении оборудования 1-й и 2-й категорий, а сертификация — в отношении оборудования 3-й и 4-й категорий.

Таким образом, РГС подлежат подтверждению соответствия требованиям технических регламентов Таможенного союза. Технический регламент, которому должно быть подтверждено соответствие РГС, а также форма подтверждения соответствия определяются на основании идентификации оборудования и области его применения.

В соответствии с п.402 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденных приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 N 101, манометры должны выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. На циферблате манометров должна быть нанесена красная черта или укреплена на корпусе манометра красная пластинка, прилегающая к стеклу манометра через деление шкалы, соответствующее разрешенному рабочему давлению.

ГОСТ 14202-69 от 7 февраля 1969 года «Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки». ГОСТ 12.2.063-2015 от 26 мая 2015 года «Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности». ГОСТ 4666-2015 от 31 мая 2016 года «Арматура трубопроводная. Требования к маркировке». ГОСТ Р 56001-2014 от 17 апреля 2014 года «Арматура трубопроводная для объектов газовой промышленности. Общие технические условия».

Следует отметить, что п.3.46 СП 4.13130.2013 «Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям» и др. даёт следующее определение железнодорожной сливоналивной эстакады — сооружение специальных железнодорожных путей, оборудованное сливоналивными устройствами, обеспечивающими выполнение операций по сливу нефти и нефтепродуктов из железнодорожных цистерн или их наливу.

Эстакада автомобильная сливоналивная также относится СП 155.13130.2014 «Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности» к сооружениям, а именно — это сооружение, находящееся возле автодороги, оборудованное сливоналивными устройствами, обеспечивающее выполнение операций по сливу или наливу нефтепродуктов в автомобильные цистерны.

Однако по факту в ныне действующих нормативных правовых актах и нормативных документах по пожарной безопасности степень огнестойкости сливоналивных эстакад не упоминается (не используется, не нормируется), при этом различными нормативными документами, ведомственными указаниями и методическими рекомендациями предъявляются требования к её отдельным конструкциям (в т.ч. их пределу огнестойкости), например:

• на сливоналивных эстакадах лестницы должны быть из материалов НГ в торцах, а также по длине эстакад на расстоянии друг от друга не более 100 м (п.6.4.65 СП 4.13130.2013);
• несущие конструкции сливо-наливных эстакад, лотки должны быть выполнены из несгораемых материалов с пределом огнестойкости не менее: для колонн — 2 часа, балок и ригелей — 1 час (п.2.40 ВУП СНЭ-87 «Ведомственные указания по проектированию железнодорожных сливо-наливных эстакад легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и сжиженных углеводородных газов»);
• несущие конструкции сливоналивных эстакад, лотки должны быть выполнены из несгораемых материалов с пределом огнестойкости R не менее: для колонн — R120, балок и ригелей — R60 (раздел 5.2 «Сливоналивные эстакады для легковоспламеняющихся, горючих жидкостей и сжиженных углеводородных газов. Требования пожарной безопасности. Рекомендации»; М.: ФГУ ВНИИПО, 2007. — 80 с.).

Приказом Ростехнадзора от 27.12.2012 N 784 утверждено руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», которое не является нормативным правовым актом.

Обязательные требования к технологическим трубопроводам содержатся в действующих технических регламентах:

• Технический регламент о безопасности зданий и сооружений (Федеральный закон от 30.12.2009 N 384-ФЗ);
• Технический регламент о требованиях пожарной безопасности (Федеральный закон от 22.07.2008 N 123-ФЗ);
• Технический регламент Таможенного союза от 18.10.2011 N 010/2011 «О безопасности машин и оборудования»;
• Технический регламент Таможенного союза от 18.10.2011 N 012/2011 «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах»;
• Технический регламент Таможенного союза от 09.12.2011 N 016/2011 «О безопасности аппаратов, работающих на газообразном топливе».

Обоснование

1. В соответствии с ч.2 ст.74 ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» от 22.07.2008, противопожарные расстояния от резервуарных установок сжиженных углеводородных газов, предназначенных для обеспечения углеводородным газом потребителей, использующих газ в качестве топлива, считая от крайнего резервуара до зданий, сооружений и коммуникаций, приведены в таблицах 19 и 20 данного Федерального закона.

2. Таблицей 19 ФЗ N 123 установлены требования к расстояниям от резервуаров (при общей вместимости):

— надземных — до 20 м;

— подземных — до 50 м.

3. В свою очередь, таблицей 20 ФЗ N 123 установлены требования к резервуарам большей вместимости:

— надземных — более 20, но не более 8000 м;

— подземных — более 50, но не более 8000 м.

Требование по определению противопожарных расстояний от помещений, установок, где используется сжиженный углеводородный газ, до других объектов этой же таблицы (в том числе до общественных зданий) является самостоятельным нормативным требованием, действующим независимо от регламентации расстояний от резервуаров (соответствующие графы таблицы 20).

Таким образом, минимальное расстояние от подземных резервуаров общей вместимостью 40 м куб. до общественных зданий следует определять по табл. 19 ФЗ N 123. Такое расстояние должно составлять не менее 30 м.

4. Следует отметить, что положения ст.74 и табл.19 и 20 ФЗ N 123 следует учитывать только при определении расстояний от резервуарных установок, предназначенных для обеспечения углеводородным газом потребителей, использующих газ в качестве топлива.

Согласно табл.6 СП 62.13330.2011* назначением таких установок является газоснабжение жилых, административных и бытовых зданий, общественных зданий и сооружений, а также производственных и складских зданий, здания сельскохозяйственных предприятий и котельных.

Следовательно, положения табл.19 и 20 ФЗ N 123 для целей определения расстояний от АГЗС до других объектов неприменимы.

5. Расстояния от АГЗС до объектов, к ней не относящихся, следует принимать по СП 156.13130.2014.

Для отбора проб в целях ТР ТС 013/2011 «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту» с 01.01.2019 решением Коллегии ЕЭК от 30.06.2017 N 72 установлены как необходимые методы следующих стандартов:

• ГОСТ 31873-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы ручного отбора проб» (поз.328 перечня);
• ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб» (поз.330 перечня).

Что касается ГОСТ 32139-2013 «Нефть и нефтепродукты. Определение содержания серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии», то для целей ТР ТС 013/2011 признан необходимым только метод определения в автомобильном бензине массовой доли серы по ГОСТ 32139-2013, а не метод отбора проб, установленный в этом стандарте.

Обоснование

1. ГОСТ Р 55990-2014 является национальным стандартом.

В соответствии с п.5 и п.12 ст.2, ст.14 ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации» от 29.06.2015 N 162-ФЗ (далее — ФЗ N 162), СП 34-116-97 и ГОСТ Р 55990-2014 относятся к документам национальной системы в области стандартизации.

В соответствии с ч.ч.1, 2 ст.26 ФЗ N 162, документы национальной системы стандартизации применяются на добровольной основе одинаковым образом и в равной мере независимо от страны и (или) места происхождения продукции (товаров, работ, услуг), если иное не установлено законодательством Российской Федерации.

Согласно ч.2 ст.8 ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» от 30.12.2009 N 384-ФЗ, безопасность зданий и сооружений, а также связанных со зданиями и с сооружениями процессов проектирования (включая изыскания), строительства, монтажа, наладки, эксплуатации и утилизации (сноса) обеспечивается посредством соблюдения требований настоящего Федерального закона и требований стандартов и сводов правил, включенных в указанные в частях 1 и 7 статьи 6 настоящего Федерального закона перечни, или требований специальных технических условий.

Во исполнение требований ФЗ N 384 издан 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», утв. постановлением Правительства РФ N 1521 от 26.12.2014.

При этом как СП 34-116-97, так и ГОСТ Р 55990-2014 в числе нормативных документов, обязательных к применению, данным Перечнем не установлены.

Следовательно, оба нормативных документа относятся к документам добровольного применения.

2. Так как СП 34-116-97 и ГОСТ 55990-2014 относятся к документам национальной системы в области стандартизации (п.5 и п.12 ст.2 ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации» от 29.06.2015 N 162-ФЗ), следовательно, оба указанных нормативных документа обладают одинаковой юридической силой, устанавливая при этом различные нормативные требования к одинаковой ситуации.

В этом случае следует руководствоваться Определением Конституционного Суда РФ от 5 октября 2000 года N 199-О, который указал, что в соответствии с общими принципами права в случае коллизии норм, регулирующих одни и те же общественные отношения, применению подлежат нормы закона, принятого по времени позднее, при условии, что в нем не установлено иное«.

В Постановлении от 29 июня 2004 года N 13-П КС РФ уточнил свою позицию, отметив, что в отношении федеральных законов как актов одинаковой юридической силы применяется правило lex posteriori derogat lex priori (последующий закон отменяет действие предыдущего), означающее, что если в последующем законе отсутствует специальное предписание об отмене ранее принятых законоположений, в случае коллизии между ними действует последующий закон.

С учетом данного принципа, в случаях возникновения противоречий всегда применяется нормативный акт с более поздней датой принятия или вступления в силу.

Таким образом, применению подлежат нормы ГОСТ Р 55990-2014 как нормативного документа, принятого позже СП 34-116-97.

3. Следует отметить, что во Введении СП 34-116-97 указано, что он действует до принятия СНиП «Промысловые трубопроводы».

В соответствии со СНиП 10-01-94 «Система нормативных документов в строительстве. Основные положения» (в настоящее время отменен, действовал во время принятия СП 34-116-97) свод правил по проектированию и строительству — это нормативный документ, рекомендующий технические решения или процедуры инженерных изысканий для строительства, проектирования, строительно-монтажных работ и изготовления строительных изделий, а также эксплуатации строительной продукции и определяющий способы достижения ее соответствия обязательным требованиям строительных норм, правил и стандартов.

В настоящее время в сложившейся системе технического регулирования СНиП не издаются. Ранее действовавшие СНиП переизданы в качестве сводов правил (СП).

Как установлено выше, ГОСТ (национальные стандарты) и СП относятся к документам национальной системы в области стандартизации, при этом обладают равной юридической силой.

Таким образом, с учетом изложенного выше, при проектировании объектов, указанных в запросе, в целях соответствия требованиям промышленной безопасности следует руководствоваться требованиями более позднего нормативного документа — ГОСТ Р 55990-2014.

В соответствии с п.1.8 приказа Минрегиона РФ от 29.12.2009 N 620: «...При применении Справочников следует учитывать, что в Справочниках представлены рекомендуемые относительные стоимости разработки разделов проектной и рабочей документации (в процентах от базовой цены), которые могут уточняться для подразделений (отделов) проектной организации, при проектировании конкретного объекта, в пределах определенной общей стоимости проектирования, в зависимости от трудоемкости выполняемых работ».

Трудоемкость разработки каждого вида проектных работ может быть определена в зависимости от имеющегося опыта работы проектной организации на основании стоимостного анализа объемов выполненных работ.

Если в соответствии с проектом строительство ведётся в сейсмической зоне, то согласно п.3.7 приказа Минрегиона РФ от 29.12.2009 N 620 применяются соответствующие коэффициенты (в данном случае это 1,2). Коэффициент применяется не к виду работ (замена коммерческого узла измерения расхода газа на газораспределительной станции), а к сложным условиям площадки строительства.

Существует ГОСТ 17032-2010, в котором есть положение:

«4.4 Подземные одностенные резервуары должны устанавливаться внутри казематов, выполненных из материалов, устойчивых к воздействию нефтепродуктов, а также обеспечивающих защиту от грунтовых вод». Если ваш резервуар подпадает под этот ГОСТ, то его следует выполнять. Альтернатива — двустенные корпуса резервуаров (п.5.3.2.2 ГОСТ 17032-2010).

Отдельные организации, такие как Транснефть, Газпром, могут устанавливать свои требования к размещению резервуаров с нефтепродуктами (в т.ч. с дизельным топливом) под землей. Эти требования включаются во внутренние документы этих организаций, например, в СТО. При осуществлении работ по заказу этих организаций подобные требования становятся обязательными.

Обоснование

СП 156.13130.2014 «Станции автомобильные заправочные. Требования пожарной безопасности» применяется при проектировании, строительстве вновь строящихся и реконструкции действующих автозаправочных станций (АЗС), ограниченных принятой в настоящем своде правил классификацией.

Топливозаправочный пункт — АЗС, размещаемая на территории предприятия и предназначенная для заправки только транспортных средств этого предприятия (п.5.2 СП 156.13130.2014).

Передвижная автозаправочная станция жидкого моторного топлива (ПАЗС) — АЗС, предназначенная в том числе для розничной продажи только жидкого моторного топлива, технологическая система которой установлена на автомобильном шасси, прицепе или полуприцепе и выполнена как единое заводское изделие (п.5.7 СП 156.13130.2014).

В соответствии с п.Г.4 СП 156.13130.2014 использование автотопливозаправщиков в качестве ПАЗС запрещается.

В соответствии с п.453 Правил противопожарного режима в Российской Федерации (утверждены постановлением Правительства РФ от 25.04.2012 N 390 «О противопожарном режиме») (ред. от 30.12.2017) запрещается использование в качестве передвижной автозаправочной станции автотопливозаправщиков и другой техники, не предназначенной для этих целей.

ГОСТ 33666-2015 «Автомобильные транспортные средства для транспортирования и заправки нефтепродуктов. Технические требования» распространяется на автомобильные транспортные средства (далее — АТС), предназначенные для заправки и транспортирования нефтепродуктов (далее — автоцистерны).

Стандарт не распространяется на автоцистерны, предназначенные для транспортирования сжатых и сжиженных газов и специальных жидкостей, и автотопливозаправщики для наземного обслуживания летательных аппаратов (самолетов и вертолетов) и водного транспорта, а также на передвижные автозаправочные станции для розничной торговли нефтепродуктами.

В соответствии с п.4.1 ГОСТ 33666-2015 по назначению автоцистерны подразделяют на транспортные и заправочные. Транспортные и заправочные автоцистерны подразделяют на классификационные группы в соответствии с таблицей 1.

Таблица 1

Тип автоцистерны	Обозначение	Назначение
Заправочные
	АТЗ	Автотопливозаправщик на шасси автомобиля
	АТМЗ	Автотопливомаслозаправщик на шасси автомобиля

Соответственно, возможно сделать вывод о том, что в настоящий момент Правилами противопожарного режима в Российской Федерации и СП 156.13130.2014 запрещено выполнять топливозаправочные пункты (АЗС) предприятий, в том числе расположенных вне населённых пунктов, с использованием автотопливозаправщиков (АТЗ, АТМЗ).

В настоящий момент СП 156.13130.2014 и Правилами противопожарного режима в Российской Федерации не установлены требования пожарной безопасности в отношении специальных площадок, расположенных на территориях промышленных предприятий, на которых осуществляется заправка нефтепродуктами автомобилей и специальной техники с использованием именно автотопливозаправщиков (АТЗ, АТМЗ).

В настоящий момент п.207 и п.220 Правил противопожарного режима в Российской Федерации установлены требования пожарной безопасности в отношении специальных площадок для заправки только в отношении объектов сельскохозяйственного производства.

В соответствии с частью 2 ст.78 Федерального закона от 22 июля 2008 года N 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (ред. от 29.07.2017) для зданий, сооружений, для которых отсутствуют нормативные требования пожарной безопасности, на основе требований настоящего Федерального закона, должны быть разработаны специальные технические условия, отражающие специфику обеспечения их пожарной безопасности и содержащие комплекс необходимых инженерно-технических и организационных мероприятий по обеспечению пожарной безопасности.

Соответственно, в отношении специальной площадки, расположенной на территории промышленного предприятия, на которой осуществляется заправка нефтепродуктами автомобилей и специальной техники с использованием именно автотопливозаправщиков (АТЗ, АТМЗ), потребуется разработка СТУ, содержащих технические требования, в результате применения которых на обязательной основе обеспечивается соблюдение требований Федерального закона от 22 июля 2008 года N 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (основание: ч.2 ст.78 Федерального закона от 22 июля 2008 года N 123-ФЗ, ч.8 ст.6 Федерального закона от 30 декабря 2009 года N 384-ФЗ, п.5 «Положения», утвержденного постановлением Правительства РФ от 16.02.2008 N 87, приказ Минстроя России от 15.04.2016 N 248/пр, приказ МЧС России от 28 ноября 2011 года N 710).

В отношении топливозаправочных пунктов (АЗС) с использованием ПАЗС, расположенных на промышленных предприятиях вне населенного пункта, в настоящий момент имеются нормативные требования по пожарной безопасности.

В соответствии с п.452 Правил противопожарного режима в Российской Федерации (утверждены постановлением Правительства РФ от 25.04.2012 N 390 «О противопожарном режиме») (ред. 30.12.2017) технологические системы передвижных автозаправочных станций следует устанавливать на специально отведенных для них площадках, расположенных и оборудованных в соответствии с требованиями пожарной безопасности, предъявляемыми к стационарным автозаправочным станциям.

В соответствии с п.Г.2 СП 156.13130.2014 места расположения площадок для установки ПАЗС должны соответствовать требованиям, предъявляемым СП 156.13130.2014 к АЗС с надземными резервуарами.

Требования к топливозаправочным пунктам (АЗС) с использованием ПАЗС, расположенным на предприятиях вне населенных пунктов, и непосредственно к ПАЗС установлены также приложением «Г» СП 156.13130.2014.

В соответствии с п.Г.2 СП 156.13130.2014:

• площадку для установки ПАЗС следует выбирать исходя из условия возможности только одностороннего подъезда к ней транспортных средств с продольной стороны ПАЗС;
• расстояние от ПАЗС до приемных колодцев ливневой канализации должно быть не менее 10 м;
• площадка для установки ПАЗС и подъезды к ней должны иметь твердое покрытие, исключающее проникновение топлива в грунт;
• площадка для установки ПАЗС должна быть оснащена устройством подсоединения заземления ПАЗС в соответствии с ПУЭ.

В соответствии с п.Г.3 СП 156.13130.2014 единичная емкость резервуаров (камер) ПАЗС, предназначенных для использования вне населенных пунктов, — 20 м3.

В соответствии с п.449 Правил противопожарного режима в Российской Федерации (утверждены постановлением

Правительства РФ от 25.04.2012 N 390 «О противопожарном режиме») (ред. 30.12.2017) операции по наполнению резервуаров автозаправочной станции топливом из автоцистерны, не оборудованной донным клапаном, проводятся в следующей последовательности:

а) установка у заправочной площадки для автоцистерны с топливом и приведение в готовность 2 передвижных воздушно-пенных огнетушителей объемом не менее 100 литров каждый;

б) перекрытие лотка отвода атмосферных осадков, загрязненных нефтепродуктами, с заправочной площадки для автоцистерны с топливом и открытие трубопровода — отвода проливов топлива в аварийный резервуар;

в) установка автоцистерны с топливом на предусмотренную для нее площадку, заземление автоцистерны и затем наполнение резервуаров автозаправочной станции.

В соответствии с п.6.20 ГОСТ 33666-2015 «Автомобильные транспортные средства для транспортирования и заправки нефтепродуктов. Технические требования» каждый отсек автоцистерны, прицепа (полуприцепа) цистерны должен быть оборудован донным клапаном с возможностью управления им снаружи цистерны.

Управление донным клапаном должно иметь конструкцию, предотвращающую любое случайное открывание при ударе или непредвиденном действии. Донный клапан должен оставаться в закрытом состоянии при повреждении внешнего управления. В соответствии с п.Г.15 СП 156.13130.2014 шасси базового автомобиля ПАЗС должно отвечать требованиям ГОСТ 33666-2015 (ГОСТ Р 50913 утратил силу).

То есть в настоящий момент операции по наполнению резервуаров АЗС жидким моторным топливом должны осуществлять только автоцистерны, оборудованные донными клапанами.

В связи с этим СП 156.13130.2014 не предусмотрено требование об устройстве аварийных резервуаров для сбора аварийных проливов жидкого моторного топлива при операциях во время наполнения резервуаров, так как в настоящий момент допускается применять только автоцистерны, оборудованные донными клапанами, предотвращающими пролив топлива в случае аварии.

В настоящий момент СП 156.13130.2014 и Правилами противопожарного режима в Российской Федерации не установлены требования об обязательном оборудовании площадок для установки ПАЗС аварийными резервуарами для сбора аварийного пролива топлива.

В соответствии с п.6.21 СП 156.13130.2014 планировка территории АЗС (в данном случае топливозаправочного пункта с ПАЗС) должна исключать возможность растекания аварийного пролива топлива как по территории АЗС (топливозаправочного пункта с ПАЗС), так и за ее пределы.

На въезде и выезде с территории АЗС (в данном случае топливозаправочного пункта с ПАЗС), осуществляющей заправку жидким моторным топливом, необходимо выполнять пологие повышенные участки высотой не менее 0,2 м или дренажные лотки, предотвращающие растекание аварийного пролива топлива за территорию АЗС и отводящие загрязненные нефтепродуктами атмосферные осадки в очистные сооружения.

Обоснование

Лакокрасочные материалы относятся к строительным материалам.

1. Приведенные характеристики (горючесть, токсичность, воспламеняемость) нормируются в отношении строительных материалов ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» от 22.07.2008 N 123-ФЗ (далее — ФЗ N 123 от 22.07.2008, Федеральный закон) (ч.2 ст.13). В соответствии с ч.2 ст.10 ФЗ N 123 от 22.07.2008 классификация строительных материалов по пожарной опасности используется для установления требований пожарной безопасности к конструкции зданий, сооружений и системам противопожарной защиты.

При этом в соответствии со ст.134 ФЗ N 123 от 22.07.2008, применение строительных (в том числе и лакокрасочных материалов) в зависимости от их показателей пожарной опасности нормируется для зданий и сооружений.

Согласно ч.1 ст.133 и ч.3 ст.134 ФЗ N 123 от 22.07.2008 на строительные материалы должна разрабатываться техническая документация, содержащая информацию о показателях пожарной опасности этих материалов. Состав таких показателей в отношении материалов определен табл.27 Федерального закона.

Согласно указанной таблице покрытия из красок, эмалей, лаков входят в состав материалов для отделки стен и потолков зданий и сооружений.

Таблицами 28 и 29 Федерального закона определены и области применения строительных материалов, включая лакокрасочные материалы. Ими являются пути эвакуации и зальные помещения зданий и сооружений.

Таким образом, положения законодательства в области пожарной безопасности в части регламентации показателей пожарной опасности (включая горючесть, токсичность, воспламеняемость) и областей применения лакокрасочных материалов распространяются только на пути эвакуации и зальные помещения зданий и сооружений, следовательно, указанные положения на резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов не распространяются.

2. При этом в целях защиты от коррозии, а также от потерь при «малых дыханиях» указанные резервуары подлежат окраске лучеотражающими светлыми красками (п.1.10.13 Правил технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту (утв. Госкомнефтепродуктом СССР 26 декабря 1986 года), п.6.8 Правил технической эксплуатации нефтебаз (утв. Приказом Минэнерго России N 232 от 19.03.2003).

Процессу нанесения лакокрасочного покрытия на металлические поверхности РВС предшествует их подготовка, которая проводится в соответствии с ГОСТ 9.402-2004 «Единая система защиты от коррозии и старения (ЕСЗКС). Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей к окрашиванию».

На основании п.9.2.7 ГОСТ 34347-2017 «Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия» (распространяется также на сосуды под налив нефтепродуктов) выбор системы покрытий и лакокрасочных материалов для защиты сосудов проводят в зависимости от условий эксплуатации, категории размещения, транспортирования, хранения, монтажа, габаритов и других условий согласно нормативному документу.

В соответствии с п.5.2 ГОСТ 33290-2015 «Материалы лакокрасочные, применяемые в строительстве. Общие технические условия», область применения и условия формирования лакокрасочного покрытия должны быть приведены в нормативном документе или технической документации на ЛКМ конкретной марки. Согласно п.7.4.4 ПТЭ нефтебаз материалы, применяемые при антикоррозионной защите поверхностей резервуаров, должны быть стойкими к атмосферному воздействию (наружная защита) и стойкими к воздействиям нефтепродуктов, а также не ухудшать качество хранимых нефтепродуктов (внутренняя защита).

Таким образом, нормативные документы федерального уровня устанавливают только общие требования к окраске РВС и подготовке их поверхностей. В то же время относительно конкретные требования к окраске РВС указаны в ведомственных нормативных документах.

Например, согласно п.5.4.1 РД 05.00-45.21.30-КТН-005-1-05 «Правила антикоррозионной защиты резервуаров» (ОАО «АК «Транснефть», от 09.03.2005) защита от коррозии наружной поверхности резервуаров и крыши должна производиться лакокрасочными покрытиями, состоящими из одного слоя грунтовки ГФ-021 или ГФ-0163 и двухх слоев эмали. Выбор цвета покрытия следует производить с учетом коэффициента отражения световых лучей.

То же указано в п.5.4.1 Правил технической эксплуатации резервуаров (Приказ АО «НК «Роснефть» N 9 от 28.01.2004). Кроме того, для долговременной защиты стенок резервуаров на прогрунтованную наружную поверхность резервуаров наносят эпоксидные битумно-резиновые, битумно-полимерные мастики и полимерные ленты (п.5.4.2 указанных Правил).

Кроме того, во внимание необходимо принимать требования Технического регламента Евразийского экономического союза «Требования к сжиженным углеводородным газам для использования их в качестве топлива» (ТР ЕАЭС 036/2016).

Обоснование

Требования к узлам редуцирования

В соответствии с п.8.1.17 ГОСТ Р 56019-2014 технологическая схема ПРГ должна включать в себя систему редуцирования давления газа и систему защиты от повышенного давления. Таковой является система, исключающая возможность повышения давления до недопустимого значения в выходном газопроводе (п. 3.1.17 ГОСТ Р 56019).

Согласно п.4.2.2 ГОСТ Р 34011-2016 в состав узла редуцирования должны входить:

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

Согласно абз.2 п.4.5.4.1 ГОСТ Р 34011 к отключающей арматуре относятся отключающие клапаны, в том числе предохранительные запорные клапаны (ЗОК — в терминологии ГОСТ Р 56019) и клапаны с электромагнитным приводом.

В свою очередь пунктом 8.3.2 ГОСТ Р 56019 определены виды технических устройств для систем защиты от повышенного давления:

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

В соответствии с п.4.5.2.4 ГОСТ Р 34011 редукционная арматура может быть со встроенной предохранительной и/или отключающей арматурой. В этом случае установка дополнительной предохранительной и отключающей арматуры не является обязательной (абз.4 п.4.2.2 ГОСТ Р 34011).

Применение ЗОК и ПК

Случай, когда однозначно необходима установка ЗОК, определен п.8.3.5 ГОСТ Р 56019 (отсутствие защитной арматуры на сетях газораспределения на конечных потребителей ниже по потоку).

В свою очередь ПК согласно п.8.3.6 ГОСТ Р 56019 следует применять вместе с техническим устройством без сброса газа в качестве дополнительной ступени системы защиты от повышенного давления.

При этом ПК может не устанавливаться, если на линии редуцирования одновременно предусмотрено использование регулятора-монитора и ЗОК (абзац второй того же пункта ГОСТ Р 56019).

С учетом положений п.п.8.3.2 и 8.3.6 ГОСТ Р 50619 применение ПК в качестве самостоятельных технических устройств систем защиты от повышенного давления (в отсутствие ЗОК) не предусмотрено.

Таким образом, на основании изложенного нормативных противоречий в обоих национальных стандартах не усматривается, так как:

1) в состав узла редуцирования помимо редукционной арматуры должна входить предохранительная и отключающая арматура;

2) в качестве предохранительной арматуры регламентировано применение ПК, а в качестве отключающей — ЗОК;

3) применение ПК без ЗОК обоими национальными стандартами не допускается; в свою очередь, можно обойтись без ПК, если используется регулятор-монитор и ЗОК;

4) если редукционная арматура предполагает наличие встроенной предохранительной и отключающей арматуры, установка дополнительной такой арматуры (в данном случае ЗОК) не требуется.

Так, пункт 2 статьи 1294 Гражданского кодекса РФ закрепляет за автором произведения архитектуры, градостроительства или садово-паркового искусства следующие права:

• право на осуществление авторского контроля за разработкой документации для строительства;
• ;право авторского надзора за строительством здания или сооружения либо иной реализацией соответствующего проекта.

При этом указанная норма ссылается на порядок осуществления авторского контроля и авторского надзора, который устанавливается федеральным органом исполнительной власти по архитектуре и градостроительству.

На сегодняшний день приказом Минстроя России от 19.02.2016 N 98/пр утвержден свод правил СП 246.1325800.2016 «Положение об авторском надзоре за строительством зданий и сооружений», который вошел 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», утв. приказом Росстандарта от 30.03.2015 N 365

Кроме того, необходимость осуществления авторского надзора предусматривается законами, регулирующими специфическую сферу общественных отношений, устанавливающими в том числе некоторые особенности проектирования отдельных объектов капитального строительства. Так, например, в соответствии с п.3 ст. 8 Федерального закона от 21.07.1997 N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» в процессе строительства, реконструкции, капитального ремонта, технического перевооружения, консервации и ликвидации опасного производственного объекта организации, разработавшие соответствующую документацию, в установленном порядке осуществляют авторский надзор.

В свою очередь, понятие авторского надзора раскрывается в подп.3 п.2 ст.2 Федерального закона от 30.12.2009 N 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» следующим образом — это контроль лица, осуществившего подготовку проектной документации, за соблюдением в процессе строительства требований проектной документации.

Цель осуществления авторского надзора — обеспечение соответствия технических решений и технико-экономических показателей введенных в эксплуатацию объектов капитального строительства решениям и показателям, предусмотренным в утвержденной проектной документации.

СП 246.1325800.2016 определяет временной промежуток, в течение которого осуществляется авторский надзор:

• по общему правилу, авторский надзор за строительством зданий и сооружений осуществляется на протяжении всего периода строительства и ввода объекта капитального строительства в эксплуатацию;
• при необходимости в оговоренных договором на осуществление авторского надзора случаях, авторский надзор проводится в начальный период эксплуатации объекта при доведении предприятия или сооружения до проектной мощности.

Во-вторых, необходимо исходить из требований федеральных норм и правил в области промышленной безопасности и требований технических регламентов, определяющих основания и условия согласования технической документации с уполномоченными лицами.

В свою очередь, технические регламенты наряду с иными требованиями могут определять виды технической документации, разрабатываемой изготовителем оборудования и обязанность в согласовании с разработчиком (проектировщиком) отклонений от проектной документации при изготовлении (производстве) оборудования (см., например, п.14 Технического регламента Таможенного союза «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением» (ТР ТС 032/2013).

Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности могут устанавливаться требования к разработке, содержанию, согласованию технологических регламентов на производство продукции (см. например, Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Требования к технологическим регламентам химико-технологических производств», утв. приказом Ростехнадзора от 31.12.2014 631; Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности нефтегазоперерабатывающих производств», утв. приказом Ростехнадзора от 29.03.2016 N 125 и др.)

В рассматриваемом случае также, например, диспетчерский пункт учета газа размещен в здании, где одновременно имеется ряд независимых потребителей, относящихся к разным юридическим лицам, тогда в пункте должны быть установлены узлы учета газа отдельно для каждого потребителя, включающие приборы учета расхода газа (газосчетчики), отключающие устройства, арматуру и др., подсоединенные внутри здания к входному газопроводу.

1. Требования к промысловым и технологическим трубопроводам

Состав промысловых трубопроводов и сфера применения ГОСТ Р 55990 определены пунктами 1.2.2 и 5.1 ГОСТ.

Согласно п.5.1 ГОСТ Р 55990 к промысловым трубопроводам относятся трубопроводы, прокладываемые между площадками отдельных промысловых сооружений и установок: кустов скважин, УППГ, УКПГ, ДКС, ДНС, ГКС, ГНС, ГС, ГИС, ПС, УПСВ, УПН, ТХУ, сооружений ГПЗ, СПХГ, а также газопроводы и нефтепроводы от ЦПС до сооружений магистрального транспорта.

Положение пп.4 п.1.3 ГОСТ Р 55990-2014, исключающее сферу применения указанного ГОСТ применительно к трубопроводам обвязки скважин, не распространяется на данные трубопроводы, относящиеся к внутриплощадочным.

В соответствии с п.2.188 ВНТП 3-85 «Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовка нефти, газа и воды нефтяных месторождений» трубопроводы, предназначенные для транспортирования нефти, газа, жидких углеводородов, щелочей, химреагентов и других веществ в пределах площадки ЦПС и площадок, указанных в п.1.20 ВНТП (технологические трубопроводы промышленных площадок скважин, кустов скважин, замерных и сепарационных установок, ДНС, УПС, КС, УПГ, БКНС, КНС, ПС, ЦПС, УНП), необходимых для ведения технологического процесса, следует относить к технологическим. К технологическим (расположенным в пределах границ промышленных предприятий) трубопроводам подлежат применению положения ГОСТ Р 32569-2013 «Трубопроводы технологические стальные», которым установлены требования к проектированию, устройству, изготовлению, испытанию, монтажу, эксплуатации трубопроводов технологических стальных, предназначенных для транспортирования в пределах промышленных предприятий химической, нефтехимической, нефтяной, нефтеперерабатывающей, газоперерабатывающей и других смежных потенциально опасных отраслей промышленности газообразных, парообразных и жидких сред с расчетным давлением до 320 МПа включительно и вакуумом не ниже 665 Па (5 мм рт.ст.) при температуре среды от минус 196°С до плюс 700°С.

К трубопроводам технологическим ГОСТ Р 32569 относит трубопроводы в пределах промышленных предприятий, по которым транспортируется сырье, полуфабрикаты и готовые продукты, пар, вода, топливо, реагенты и другие вещества, обеспечивающие ведение технологического процесса и эксплуатацию оборудования, а также межзаводские трубопроводы, находящиеся на балансе предприятия.

Согласно пп.1 п.1.2.2 ГОСТ Р 55990, к промысловым трубопроводам отнесены выкидные трубопроводы от нефтяных скважин для транспортирования продуктов скважин до замерных установок.

В соответствии с прим.2 к п.1.2 ГОСТ Р 55990 границей промыслового трубопровода является запорная арматура, установленная на входе (трубопровода) на технологическую площадку или на выходе с технологической площадки, если иное не предусмотрено внутренними документами эксплуатирующей организации или утвержденными схемами разграничения зон ответственности.

Соответственно, границей такого трубопровода будет являться отключающая арматура, расположенная перед замерной установкой (согласно п.3.24 и пп.«б» п.9.2.2 ГОСТ Р 55990).

2. Граница нефтегазосборного трубопровода

Пп.2 пункта 1.2.2 ГОСТ Р 55990 нефтегазосборные трубопроводы, прокладываемые от замерных установок до узлов дополнительных работ дожимных насосных станций и установок предварительного сброса воды (по ВНТП 3-85 (пп.2 п.2.28) — также до пунктов первой ступени сепарации нефти), отнесены к промысловым трубопроводам.

В рассматриваемом случае представляется, что нефтегазосборный трубопровод на кусте скважин согласно определению, приведенному в п.5.1 ГОСТ Р 55990, относится к составу промысловых трубопроводов.

Следовательно, границей промыслового трубопровода в данном случае следует считать запорную (отключающую) арматуру на площадке нефтесбора (см. прим.2 к п.1.2 ГОСТ Р 55990).

3. Отключающая арматура на нефтегазосборном трубопроводе

Случаи оборудования промысловых трубопроводов арматурой установлены п.9.2.1 ГОСТ Р 55990.

Помимо общего условия (абзац первый п.9.2.1), к рассматриваемому случаю могут быть применены положения подпунктов «а»-«г» п. 9.2.1.

В данном случае достаточно установки запорной арматуры на каждой скважине перед врезкой в нефтегазосборный трубопровод и отключающей задвижки на подключении к системе сбора (на входе трубопровода в ПС) (согласно пп.«а», «б» п.9.2.1 ГОСТ Р 55990).

Выбор электрооборудования производится в соответствии с классом взрывоопасной зоны (п.7.3.38 ПУЭ). Трубопроводы, расположенные на промышленной площадке, следует рассматривать как наружные установки.

С учетом требований ПУЭ (п.7.3.43) пространства у наружных установок (технологических установок), содержащих горючие газы, относятся к зонам класса В-Iг.

Взрывоопасная зона наружных взрывоопасных установок ограничена размерами, определяемыми согласно п.7.3.44 ПУЭ (подп. «в» п.7.3.39).

В соответствии с подп. «б» п.7.3.44 ПУЭ, для наружных взрывоопасных установок взрывоопасная зона класса В-Iг считается в пределах до 3 м по горизонтали и вертикали от закрытого технологического аппарата, содержащего горючие газы.

Согласно отдельному указанию (абз.7 п.7.3.44 ПУЭ) эстакады и опоры под трубопроводы для горючих газов не относятся к взрывоопасным, за исключением зон в пределах до 3 м по горизонтали и вертикали от запорной арматуры и фланцевых соединений трубопроводов, в пределах которых электрооборудование должно быть взрывозащищенным для соответствующих категории и группы взрывоопасной смеси.

С учетом изложенного электропривод запорной арматуры, устанавливаемой на наружном газопроводе высокого давления, должен быть во взрывозащищенном исполнении.

Подраздел. Эксплуатация промысловых трубопроводов, п.747. Запрещается эксплуатация трубопроводов, предназначенных для перекачки взрыво-, пожароопасных и агрессивных газов и продуктов при наличии «хомутов» и других устройств, применяемых для герметизации трубопроводов в полевых условиях. Разрешается временная установка хомутов на трубопроводах для предотвращения растекания жидкости до начала ремонта. Перед выполнением ремонтных работ на действующих трубопроводах должны быть выполнены мероприятия, обеспечивающие безопасность проведения ремонтных работ.

Раздел 14. Требования к эксплуатации трубопроводов п.14.1.2. На трубопроводы всех категорий составляют паспорт установленного образца (Приложение М). Перечень документов, прилагаемых к паспорту, должен соответствовать требованиям пункта 14.4. Паспорт должен иметь в составе приложение — схему трубопровода с указанием размеров участков, номинального диаметра (см. Примечание к паспорту).

2. Согласно Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

Подраздел «Эксплуатация промысловых трубопроводов» (п.718. ... п.761.). п.719. На каждый промысловый трубопровод по окончании строительства должен быть разработан технический паспорт, в котором отражаются основные технические характеристики, параметры эксплуатации, результаты испытаний.

3. Эксплуатационную документацию, в том числе и паспорт на трубопровод разрабатывает организация, которая проектирует трубопровод.

В соответствии с п.2 Постановления 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 предъявляемыми требованиями к разработке и согласованию планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации.

Правила разработки и согласования планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации утверждены приказом МЧС России от 28.12.2004 N 621.

В п.1 раздела III приложения N 1 к Правилам разработки и согласования планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации, утвержденным приказом МЧС России от 28.12.2004 N 621, установлено, что введение планов в действие оформляется приказом по организации, с уведомлением органов исполнительной власти, утвердивших планы.

В соответствии с п.2 раздела III приложения N 1 «Порядка выполнения требований к разработке Плана ЛРН» к Правилам разработки и согласования планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации, утвержденным приказом МЧС России от 28.12.2004 N 621, введение Планов в действие должно осуществляться в следующие сроки:

Планы организаций:

• объектового и местного уровней — четыре месяца,
• территориального уровня — шесть месяцев,
• регионального уровня — девять месяцев,
• федерального (трансграничного) уровня — двенадцать месяцев.

Планы органов местного самоуправления — шесть месяцев;

Планы территориальных подсистем РСЧС — девять месяцев;

Планы регионов — двенадцать месяцев;

Планы функциональных подсистем РСЧС — двенадцать месяцев;

Планы звеньев функциональных подсистем РСЧС: территориальные — шесть месяцев, региональные — двенадцать месяцев.

В п.3 раздела III приложения N 1 «Порядка выполнения требований к разработке Плана ЛРН» к Правилам разработки и согласования планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации, утвержденным приказом МЧС России от 28.12.2004 N 621, установлены следующие сроки действия Планов:

• организаций для объектового и местного уровня — три года, территориального уровня — четыре года, регионального и федерального уровней — пять лет;
• территориальных и функциональных подсистем РСЧС — пять лет;
• звеньев функциональных подсистем РСЧС: территориальных — четыре года, региональных — пять лет.

По истечении указанных сроков Планы подлежат корректировке (переработке). Планы подлежат корректировке (переработке) досрочно по решению одного из органов, его утвердившего, или при принятии соответствующих нормативных правовых актов.

Контроль за ходом выполнения мероприятий по предупреждению и ликвидации ЧС(Н), определенных в Планах, осуществляется соответствующими контролирующими и надзорными органами исполнительной власти в ходе плановых и внеплановых проверок, а также в процессе практических действий организаций при ликвидации ЧС(Н), проведении учений и тренировок (п.8 Основных требований к разработке планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 21 августа 2000 года N 613 «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов»).

1. В соответствии с ч.15 ст.1 ФЗ «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» от 21.12.1994 N 68-ФЗ к потенциально опасным объектам относятся объекты, на которых расположены здания и сооружения повышенного уровня ответственности, либо объекты, на которых возможно одновременное пребывание более пяти тысяч человек.

Согласно ч.8 ст.4 ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» от 30.12.2009 N 384-ФЗ к зданиям и сооружениям повышенного уровня ответственности относятся здания и сооружения, отнесенные в соответствии с Градостроительным кодексом Российской Федерации к особо опасным, технически сложным или уникальным объектам.

В соответствии с подп.«а» п.11 ч.1 ст.48.1 Градостроительного кодекса РФ опасные производственные объекты I и II классов опасности, на которых получаются, используются, перерабатываются, образуются, хранятся, транспортируются, уничтожаются опасные вещества, относятся к особо опасным и технически сложным объектам.

Таким образом, опасные производственные объекты Единой системы газоснабжения I и II классов опасности относятся к потенциально опасным объектам (ПОО).

2. В соответствии с п.47 Требований по предупреждению чрезвычайных ситуаций на потенциально опасных объектах и объектах жизнеобеспечения, утв. Приказом МЧС России N 105 от 28.02.2003 (далее — Требования), для обеспечения готовности ПОО к локализации и ликвидации ЧС система оповещения ПОО должна соответствовать Постановлению Правительства РФ от 01.03.1993 N 178. Положения Требований распространяются на ПОО, на которых используются, производятся, перерабатываются, хранятся и транспортируются пожаровзрывоопасные, опасные химические и биологические вещества (п.1).

Согласно п.2 Постановления Правительства РФ от 01.03.1993 N 178, зоной действия локальных систем оповещения в районах размещения химически опасных объектов является радиус до 2,5 км вокруг таких объектов. То же установлено и п.6.25 СП 163.1325800.2014, согласно которому на объектах, на которых получают, используют, перерабатывают, образуют, хранят, транспортируют, уничтожают аварийно химически опасные вещества, следует создавать в соответствии с требованиями законодательства в области промышленной безопасности автоматизированные системы контроля аварийных выбросов, позволяющие обнаруживать территории, зараженные (загрязненные) опасными для жизни и здоровья людей веществами, сопряженные с локальными системами оповещения работающего персонала этих объектов, а также населения, проживающего в радиусе до 2,5 км от границы объектов, об угрозе и возникновении аварии с выбросом (выливом) аварийно химически опасных веществ.

На основании п.п.3.23, 3.24, 4.2.1 ГОСТ 32419-2013 «Классификация опасности химической продукции. Общие требования» сжатые, сжиженные и растворенные под давлением газы, воспламеняющиеся газы, в том числе химически неустойчивые, относятся к химически опасным веществам.

Согласно п.А.4 ГОСТ 22.9.05-95 к аварийно химически опасным веществам (АХОВ) относятся опасные химические вещества, применяемые в промышленности и сельском хозяйстве, при аварийном выбросе (разливе) которых может произойти заражение окружающей среды в поражающих живой организм концентрациях (токсодозах).

Таким образом, зона действия ЛСО ПОО Единой системы газоснабжения (ОПО I и II классов опасности), к которым относятся и участки магистральных газопроводов (см. п. 5.1 Требований к регистрации объектов в государственном реестре опасных производственных объектов и ведению государственного реестра опасных производственных объектов, утв. Приказом Ростехнадзора от 25.11.2016 N 495), составляет 2,5 км (как для ПОО с АХОВ).

3. В соответствии с п.6.58 СП 163.1325800 проектирование локальных систем оповещения на потенциально опасных объектах и их техническое сопряжение с региональной автоматизированной системой централизованного оповещения на основе сети проводного радиовещания следует осуществлять в соответствии с СП 133.13330.

Согласно п.3.8 СП 133.13330 ЛСО является системой оповещения населения в районах размещения потенциально опасных объектов, представляющая собой организационно-техническое объединение дежурно-диспетчерских служб потенциально опасного объекта, специальной аппаратуры управления и средств оповещения, а также линий связи, обеспечивающих передачу сигналов оповещения до персонала объекта и населения в зоне ответственности локальной системы оповещения данного объекта.

Конкретные примеры организационно-технического построения ЛСО в районах размещения химически опасных объектов определены Методическими рекомендациями по созданию в районах размещения потенциально опасных объектов локальных систем оповещения, утв. МЧС России 24.12.2002.

При этом примеры оборудования ЛСО линейных объектов данными Методическими рекомендациями не установлены.

1. В соответствии с ч.15 ст.1 ФЗ «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» от 21.12.1994 N 68-ФЗ к потенциально опасным объектам относятся объекты, на которых расположены здания и сооружения повышенного уровня ответственности, либо объекты, на которых возможно одновременное пребывание более пяти тысяч человек.

Согласно ч.8 ст.4 ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» от 30.12.2009 N 384-ФЗ к зданиям и сооружениям повышенного уровня ответственности относятся здания и сооружения, отнесенные в соответствии с Градостроительным кодексом Российской Федерации к особо опасным, технически сложным или уникальным объектам.

В соответствии с подп.«а» п.11 ч.1 ст.48.1 Градостроительного кодекса РФ опасные производственные объекты I и II классов опасности, на которых получаются, используются, перерабатываются, образуются, хранятся, транспортируются, уничтожаются опасные вещества, относятся к особо опасным и технически сложным объектам.

Таким образом, опасные производственные объекты Единой системы газоснабжения I и II классов опасности относятся к потенциально опасным объектам (ПОО).

2. В соответствии с п.47 Требований по предупреждению чрезвычайных ситуаций на потенциально опасных объектах и объектах жизнеобеспечения, утв. Приказом МЧС России N 105 от 28.02.2003 (далее — Требования), для обеспечения готовности ПОО к локализации и ликвидации ЧС система оповещения ПОО должна соответствовать Постановлению Правительства РФ от 01.03.1993 N 178. Положения Требований распространяются на ПОО, на которых используются, производятся, перерабатываются, хранятся и транспортируются пожаровзрывоопасные, опасные химические и биологические вещества (п.1).

Согласно п.2 Постановления Правительства РФ от 01.03.1993 N 178, зоной действия локальных систем оповещения в районах размещения химически опасных объектов является радиус до 2,5 км вокруг таких объектов. То же установлено и п.6.25 СП 163.1325800.2014, согласно которому на объектах, на которых получают, используют, перерабатывают, образуют, хранят, транспортируют, уничтожают аварийно химически опасные вещества, следует создавать в соответствии с требованиями законодательства в области промышленной безопасности автоматизированные системы контроля аварийных выбросов, позволяющие обнаруживать территории, зараженные (загрязненные) опасными для жизни и здоровья людей веществами, сопряженные с локальными системами оповещения работающего персонала этих объектов, а также населения, проживающего в радиусе до 2,5 км от границы объектов, об угрозе и возникновении аварии с выбросом (выливом) аварийно химически опасных веществ.

На основании п.п.3.23, 3.24, 4.2.1 ГОСТ 32419-2013 «Классификация опасности химической продукции. Общие требования» сжатые, сжиженные и растворенные под давлением газы, воспламеняющиеся газы, в том числе химически неустойчивые, относятся к химически опасным веществам.

Согласно п.А.4 ГОСТ 22.9.05-95 к аварийно химически опасным веществам (АХОВ) относятся опасные химические вещества, применяемые в промышленности и сельском хозяйстве, при аварийном выбросе (разливе) которых может произойти заражение окружающей среды в поражающих живой организм концентрациях (токсодозах).

Таким образом, зона действия ЛСО ПОО Единой системы газоснабжения (ОПО I и II классов опасности), к которым относятся и участки магистральных газопроводов (см. п. 5.1 Требований к регистрации объектов в государственном реестре опасных производственных объектов и ведению государственного реестра опасных производственных объектов, утв. Приказом Ростехнадзора от 25.11.2016 N 495), составляет 2,5 км (как для ПОО с АХОВ).

3. В соответствии с п.6.58 СП 163.1325800 проектирование локальных систем оповещения на потенциально опасных объектах и их техническое сопряжение с региональной автоматизированной системой централизованного оповещения на основе сети проводного радиовещания следует осуществлять в соответствии с СП 133.13330.

Согласно п.3.8 СП 133.13330 ЛСО является системой оповещения населения в районах размещения потенциально опасных объектов, представляющая собой организационно-техническое объединение дежурно-диспетчерских служб потенциально опасного объекта, специальной аппаратуры управления и средств оповещения, а также линий связи, обеспечивающих передачу сигналов оповещения до персонала объекта и населения в зоне ответственности локальной системы оповещения данного объекта.

Конкретные примеры организационно-технического построения ЛСО в районах размещения химически опасных объектов определены Методическими рекомендациями по созданию в районах размещения потенциально опасных объектов локальных систем оповещения, утв. МЧС России 24.12.2002.

При этом примеры оборудования ЛСО линейных объектов данными Методическими рекомендациями не установлены.