Обоснование:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Также следует руководствоваться положениями:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ГОСТ EN 12916-2017 включен в Перечень стандартов, содержащих правила и методы исследований (испытаний) и измерений, в том числе правила отбора образцов, необходимые для применения и исполнения требований технического регламента Таможенного союза «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту» (ТР ТС 013/2011) и осуществления оценки соответствия объектов технического регулирования. Следовательно, при проведении испытаний для подтверждения соответствия следует применять метод ГОСТ EN 12916-2017 .

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

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

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

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

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

Обоснование:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Обоснование:

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

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

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

2) Пунктом 6.10.3.14 СП 4.13130.2013 «Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям» нормируется практически аналогичное требование: установка электрооборудования и прокладка электрокабельных линий внутри обвалования не допускается, за исключением устройств для контроля и автоматики, а также приборов местного освещения, выполненных во взрывозащищенном исполнении.

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

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

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

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

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

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

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

Технологическое проектирование.

В нем указано:

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

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

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

А р.6.7 содержит требования к водоотведению.

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

В нем указано:

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

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

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

— СП 104.13330.2016 Инженерная защита территории от затопления и подтопления.

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

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

В СП 33-101-2003 есть разделы:

5 Определение расчетных гидрологических характеристик при наличии данных гидрометрических наблюдений;

6 Определение расчетных гидрологических характеристик при недостаточности данных гидрометрических наблюдений;

7 Определение расчетных гидрологических характеристик при отсутствии данных гидрометрических наблюдений.

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

Обоснование:

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

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

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

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

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

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

Обоснование:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Обоснование:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В Перечень N 687 включен:

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

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

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

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

В перечень N 1190 включен:

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

В нем указано:

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

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

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

Обоснование:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Обоснование:

Ответ на вопрос 1.

Чертежи относятся к конструкторским документам.

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

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

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

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

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

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

Ответ на вопрос 2:

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

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

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

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

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

Ответ на вопрос 3:

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

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

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

Ответ на вопрос 4:

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

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

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

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

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

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

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

Ответ на вопрос 5:

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

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

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

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

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

Ответ на вопрос 6:

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

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

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

Ответ на вопрос 7:

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

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

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

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

Таким образом, соответствующее требование не выполнено.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В СП 4.13130.2013, в частности, указано:

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

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

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

Обоснование

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

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

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

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

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

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

Указанная обязанность распространяется на все организации, эксплуатирующие ОПО.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Обоснование:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Соответственно:

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

Обоснование:

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

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

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

Обоснование:

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

1) Общие требования:

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

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

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

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

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

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

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

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

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)

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»

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.