close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

СОДЕРЖАНИЕ - Книги Волгина В.В.

код для вставкиСкачать
1
2
СОДЕРЖАНИЕ
АУТОСОРСИНГ ......................................... 7
Виды услуг сторонних предприятий, необходимых для
АЗС............................................... 7
Примеры договоров на обслуживание оборудования .... 8
Договор о проведении пуско-наладочных работ ТРК 8
Договор об обслуживании и ремонте ТРК в
послегарантийный период ....................... 17
Договор об обслуживании технологического
оборудования, зданий, сооружений на всей
территории АЗК (АЗС) .......................... 28
Компьютеризация .................................. 36
Описание программного пакета «1С-Рарус: АЗК +
Нефтебаза 1.0» ................................ 36
Описание программного пакета «1С-Рарус: CRM
Управление продажами 1.0» ..................... 47
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ....................................... 54
Правила технической эксплуатации автозаправочных
станций. Руководящий документ РД 153-39.2-080-01 . 54
Перечень документации, наличие которой на АЗС
обязательно ...................................... 96
Автозаправочные станции. Требования пожарной
безопасности НПБ 111-98 .......................... 98
Правила безопасности при эксплуатации автомобильных
заправочных станций сжиженного газа ПБ 12-527-03.
Утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 4 марта
2003 г. N 6. .................................... 123
Формы отчетности по экологической деятельности АЗС
................................................ 173
Правила сдачи нефтепродуктов на нефтебазы, АЗС и
склады ГСМ по отводам магистральных
нефтепродуктопроводов. Руководящий документ (утв.
Минтопэнерго РФ 17 августа 1995 г.) ............. 174
Нормы времени простоя автомобилей-цистерн при наливе
и сливе наливных грузов ......................... 197
Порядок проведения обследований организаций,
осуществляющих деятельность по хранению нефти и
продуктов ее переработки и эксплуатации
автозаправочных станций, региональными
госнефтеинспекциями и территориальными управлениями
Госэнергонадзора Министерства топлива и энергетики
Российской Федерации и выдачи заключений по
результатам указанных обследований. (утв. приказом
Минтопэнерго РФ от 21 июля 1999 г. N 241) ....... 197
3
На заметку ...................................... 205
Если изымают документы ........................ 205
Если действия властей неправомерны ............ 208
О защите прав юридических лиц и индивидуальных
предпринимателей при проведении государственного
контроля (надзора). Федеральный закон от 8 августа
2001 г. N 134-ФЗ ................................ 212
ПЕРСОНАЛ .......................................... 225
Должностные инструкции .......................... 225
Директор АЗС .................................. 225
Оператор автозаправочной станции .............. 227
Начальник администратирного отдела ............ 230
Мастер по оборудованию АЗС .................... 232
Слесарь по оборудованию АЗС ................... 234
Уборщик служебных помещений ................... 235
Правила работы с персоналом в организациях
нефтепродуктообеспечения Российской Федерации. Утв.
приказом Минэнерго РФ от 17 июня 2003 г. N 225. . 236
Предупреждение конфликтов с персоналом .......... 259
Качества руководителей ........................ 259
Изучайте сотрудников .......................... 263
Закрепление кадров ............................ 266
Друзья и родственники ......................... 271
Оценка результатов труда ...................... 272
Платите за результаты ......................... 273
Персонал и репутация предприятия ................ 274
Поддержание порядка ........................... 276
Предупреждение злоупотреблений .................. 279
Материальная ответственность .................. 285
Рассмотрение жалоб сотрудников .................. 294
Возмещение ущерба, причиненного сотрудниками .... 299
О порядке разрешения индивидуальных трудовых споров.
Закон СССР от 11 марта 1991 г. .................. 302
ОХРАНА ТРУДА ...................................... 313
Безопасность труда .............................. 313
Охрана труда и трудовой договор ............... 322
Охрана труда и коллективный договор ........... 324
Об обязательном социальном страховании от несчастных
случаев на производстве и профессиональных
заболеваний. Федеральный закон от 24 июля 1998 г. N
125-ФЗ .......................................... 327
Сборник типовых инструкций по охране труда для
предприятий нефтепродуктообеспечения (утв.
Минтопэнерго РФ) ................................ 355
Типовая инструкция по охране труда для оператора
автозаправочных станций ТОИ Р-112-06-95 ....... 355
4
Типовая инструкция по безопасности труда в
насосных станциях предприятий
нефтепродуктообеспечения ТОИ Р-112-07-95 ..... 360
Типовая инструкция по охране труда при
обслуживании технологических колодцев, лотков и
трубопроводов на предприятиях
нефтепродуктообеспечения ТОИ Р-112-08-95 ..... 364
Типовая инструкция по охране труда для
электрослесаря автозаправочных станций ТОИ Р-11210-95 ........................................ 367
Типовая инструкция по охране труда при работе с
этилированным бензином ТОИ Р-112-11-95 ....... 370
Типовая инструкция по охране труда при
эксплуатации резервуарных парков предприятий
нефтепродуктообеспечения ТОИ Р-112-12-95 ..... 373
Типовая инструкция по охране труда при
сливоналивных операциях в резервуарных парках, на
железнодорожных и автоналивных эстакадах ТОИ Р112-13-95 .................................... 377
Типовая инструкция по общим правилам охраны труда
и пожарной безопасности для работающих на
предприятиях нефтепродуктообеспечения ТОИ Р-11214-95 ........................................ 381
Типовая инструкция по общим правилам безопасности
при проведении огневых работ на предприятиях
нефтепродуктообеспечения ТОИ Р-112-15-95 ..... 393
Типовая инструкция по охране труда при зачистке
резервуаров на предприятиях
нефтепродуктообеспечения ТОИ Р-112-16-95 ..... 396
Типовая инструкция по организации безопасного
проведения газоопасных работ на предприятиях
нефтепродуктообеспечения ТОИ Р-112-17-95 ..... 405
Типовая инструкция по охране труда для машинистов
насосных установок предприятий
нефтепродуктообеспечения ТОИ Р-112-18-95 ..... 411
Типовая инструкция по охране труда для лаборантов
химического анализа на предприятиях
нефтепродуктообеспечения ТОИ Р-112-19-95 ..... 415
Межотраслевые правила по охране труда при
эксплуатации нефтебаз, складов ГСМ, стационарных и
передвижных автозаправочных станций ............. 419
ПРИЛОЖЕНИЕ ........................................ 490
Об учете потерь от естественной убыли. Письмо
Департамента налоговой политики Минфина РФ от 21
октября 1998 г. N 04-02-05/3 .................... 490
Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме,
транспортировании, хранении и отпуске на объектах
5
магистральных нефтепродуктопроводов РД 153-39.4-03398 .............................................. 492
Бизнес-план для создания АЗС .................... 508
Литература ...................................... 513
6
АУТОСОРСИНГ
Виды услуг сторонних предприятий, необходимых для
АЗС
Поручение исполнения части производственных функций
сторонним специализированным предприятиям именуется
аутосорсингом.
Автозаправочные комплексы нуждаются в следующих услугах специализированных предприятий:
Гарантийное
служивание:
об- Устранение неисправностей и замена вышедших из
строя узлов или агрегатов в результате производственного дефекта или бракованного материала
в определенный период времени (в зависимости от
конкретного оборудования 6 или 12 месяцев).
Техническое
об- Комплекс работ, предусматривающий промывочнослуживание:
очистительные работы, крепежные, контрольнорегулировочные, а также проверку технического
состояния приборов, узлов и агрегатов.
ПлановоКомплекс работ связанных с устранением мелких
предупредитель- неисправностей, а также принудительная замена
отдельных приборов и агрегатов для обеспечения
ный ремонт:
особой надежности работы оборудования в целях
предупреждения ускоренного изнашивания и предупреждения неисправностей.
Текущий ремонт: Комплекс работ связанных с устранением сложных
неисправностей агрегатов и узлов оборудования
при помощи разборочно-сборочных или ремонтновосстановительных работ в заранее запланированный день.
Аварийный
ре- Комплекс работ связанных с устранением неисмонт:
правностей агрегатов и узлов оборудования при
помощи
разборочно-сборочных
или
ремонтновосстановительных работ. Данный вид работы выполняется по факту события
Монтажные
рабо- Комплекс работ связанных с установкой узлов и
ты:
агрегатов не входящих в стандартную комплектацию к основному оборудованию
Пуск и наладка: Комплекс работ, предусматривающий ввод в эксплуатацию оборудования. В процессе работ производится
проверка
комплектации,
технического
состояния
и
работоспособности
оборудования,
условия эксплуатации, а также даются соответствующие рекомендации и консультации.
Обучение
персо- Теоретическое и практическое обучение оператонала:
ров работе с оборудованием.
Компьютеризация: Поставка и монтаж компьютерного оборудования и
программного обеспечения.
Сопровождение и модернизация программного обеспечения.
7
Обучение
нала:
персо- Обучение операторов
программами.
работе
с
оборудованием
и
Примеры договоров на обслуживание оборудования
Договор о проведении пуско-наладочных работ ТРК
г.Горно-Алтайск
«_____»_______ 200_ г.
ООО «Сервис», именуемое в дальнейшем «Исполнитель» в лице Генерального Директора _______________,
действующего на основании Устава с одной стороны, и
____________ , именуемое в дальнейшем «Заказчик» в лице
Генерального
директора
_______________________,
действующего на основании Устава, с другой стороны,
заключили настоящий Договор о нижеследующем:
1. Предмет договора
В соответствии с настоящим договором Исполнитель
принимает на себя в отношении установленных на автозаправочных комплексах (далее «Объектах») Заказчика топливораздаточных колонок фирмы «Mozart» (далее «ТРК»)
выполнение пуско-наладочных работ.
Провести на объектах демонтаж и монтаж ТРК.
Провести сварные работы для подсоединения трубопровода с ТРК.
Провести работы по сварке и монтажу каркаса под
ТРК.
Провести работы по ____________.
2. Порядок
работ
и
условия
проведения
пуско-наладочных
Исполнитель обязуется выполнить работы по пусконаладке ТРК, установленных на объектах Заказчика, в
течение 10 рабочих дней с момента получения от Заказчика заявки на проведение работ в форме Приложения №3
к настоящему договору. Срок выполнения Исполнителем
работ на одном объекте Заказчика составляет 3 дня. Перечень ТРК, подлежащих пуско-наладке указывается в
Приложении №1 к настоящему договору.
В перечень работ по
входят следующие работы:
пуско-наладке
ТРК
Заказчика
8
проверка правильности установки ТРК на посадочной
площадке и ее крепление
подключение сильфонов катодной защиты ТРК
удаление транспортной фиксации под магнитными клапанами ТРК
подключение кабеля высокого напряжения к ТРК
монтирование отводов между объемомерами и моноблоками шиберных насосов
электромонтаж распределительных коробок ТРК
юстировка электроники ТРК
проверка подачи топлива с раздаточного клапана ТРК
проверка качества выполнения соединений трубопроводов на герметичность (акт опрессовки и продувки подводящих трубопроводов предоставляется Заказчиком)
проверка стыков и креплений системы выдачи топлива
в ТРК
согласование работы компьютера Т-20 ТРК с кассовым
терминалом с контрольным проливом нефтепродуктов.
Выполнение иных видов работ производится Исполнителем после подписания Сторонами Дополнительных соглашений к настоящему договору и оплачивается Заказчиком
отдельно на основании выставленного Исполнителем счета.
К моменту прибытия специалистов Исполнителя на объект Заказчика, Заказчик обязуется подготовить объект к
проведению пуско-наладочных работ в соответствии с Инструкцией, указанной в Приложении №2 к настоящему договору.
Выполнение Заказчиком обязательств, предусмотренных
п.2.3. подтверждается соответствующим Актом, который
составляется для каждого объекта Заказчика перед началом пуско-наладочных работ и подписывается уполномоченными представителями Сторон.
По окончании выполнения пуско-наладочных работ на
объекте Заказчика, представители Сторон подписывают
Акт сдачи-приемки работ (Приложение №4). В случае выявления недостатков в выполненных работах, Заказчик
указывает выявленные недостатки в акте сдачи-приемки
работ с указанием сроков их устранения.
ты
3. Стоимость пуско-наладочных работ и условия опла-
9
Стоимость пуско-наладочных работ по 1 ТРК составляет 360,00 долларов США, в том числе НДС 60,00 долларов
США.
Стоимость работ по п.1.2,1.3,1.4,1.5 составляет______________________
Стоимость транспортных расходов Исполнителя не входит в стоимость пуско-наладочных работ и оплачивается
Заказчиком отдельно:
при использовании автотранспорта Исполнителя – в
размере 0,25 долл. США за 1 км. пробега в одну сторону.
при использовании авиа-, железнодорожного или иного
вида транспорта – на основании предъявленных проездных
документов в обе стороны.
Все платежи по настоящему договору осуществляются в
рублях по курсу ЦБ РФ, действующему на момент списания
денежных средств с расчетного счета Заказчика.
Заказчик оплачивает Исполнителю стоимость пусконаладочных работ, указанную в п.3.2. в течение 10 рабочих дней с момента вступления договора в законную
силу. Оплата работ, указанных в Дополнительных соглашениях к настоящему договору, а также транспортных
расходов Исполнителя производится Заказчиком в течение
10 рабочих дней с момента подписания акта сдачиприемки работ, а в случае выявления Заказчиком недостатков – в течение 10 рабочих дней с момента устранения Исполнителем недостатков, указанных в акте сдачиприемки работ.
Расходы Исполнителя по устранению недостатков, указанных в актах сдачи-приемки работ, Заказчиком не оплачиваются.
4. Ответственность сторон
В случае задержки Исполнителем выполнения пусконаладочных работ, Исполнитель выплачивает Заказчику
пеню в размере 20 долларов США из расчета на одну ТРК
за каждый день просрочки, но не более 100 долларов США
из расчета на одну ТРК.
В случае задержки Заказчиком выполнения обязательств, указанных в п.2.3, Заказчик выплачивает Ис10
полнителю пеню в размере 20 долларов США из расчета на
одну ТРК, не отвечающую требованиям Инструкции по подготовке к проведению пуско-наладочных работ (Приложение №2), за каждый день просрочки, но не более 100
долларов США из расчета на одну ТРК.
В случае задержки Заказчиком выполнения обязательств, указанных в п.2.3, более чем на 2 дня, Исполнитель вправе покинуть объект Заказчика, не выполняя
работы по пуско-наладке ТРК. При этом Заказчик обязан
выплатить Исполнителю пени, рассчитываемые в соответствии с п.4.2., а также оплатить Исполнителю транспортные расходы в соответствии с п.3.3. в течение 10
рабочих дней с момента убытия специалистов Исполнителя
с объекта Заказчика.
5. Гарантии
5.1. Исполнитель гарантирует, что он обладает всеми
необходимыми для проведения пуско-наладочных работ лицензиями и иными документами, предусмотренными законодательством РФ, а квалификация его персонала подтверждена соответствующими дипломами и сертификатами.
5.2. С момента подписания Акта сдачи-приемки выполненных по настоящему договору пуско-наладочных работ,
а в случае выявления Заказчиком недостатков – с момента устранения Исполнителем недостатков, указанных в
Акте сдачи-приемки работ, Исполнитель предоставляет
Заказчику гарантию качества на оборудование сроком 12
месяцев. Данная гарантия обусловлена проведением ежеквартального сервисного обслуживания ТРК в рамках Договора на проведение сервисного обслуживания в гарантийном и послегарантийном периоде эксплуатации ТРК.
5.3. В период действия гарантии качества Исполнитель обязан в кратчайшие сроки и за свой счет устранять все выявленные дефекты заводского характера.
6. Срок действия Договора.
6.1. Настоящий Договор вступает в силу с момента
подписания его обеими сторонами и действует до полного
исполнения сторонами своих обязательств по настоящему
договору.
6.2. Действие Договора может быть продлено либо
прекращено досрочно по взаимному согласию сторон,
оформляемому в письменной форме.
11
6.3. Прекращение действия Договора не освобождает
стороны от обязанности возмещения убытков и уплаты
штрафных санкций и иной ответственности, установленной
настоящим Договором и законодательством.
7. Форс-мажор
7.1. Стороны освобождаются от ответственности за
частичное или полное неисполнение обязательств по настоящему Договору, если таковые явились следствием
действия обстоятельств непреодолимой силы, не поддающихся разумному контролю Сторон, возникших после заключения настоящего Договора, а также объективно препятствующих полному или частичному выполнению сторонами своих обязательств по настоящему Договору, включая,
но не ограничиваясь перечисленным, войны, военные действия любого характера, блокады, забастовки, землетрясения, наводнения, пожары и другие стихийные бедствия,
а также запрет компетентных государственных органов на
действия Сторон или существенные изменения в законодательстве, затрагивающие условия или порядок исполнения
договора. Срок исполнения Сторонами договорных обязательств соразмерно отодвигается на время действия таких обстоятельств.
7.2. Сторона, для которой создалась невозможность
исполнения обязательств по Договору в силу вышеуказанных причин, должна без промедления письменно известить
об этом другую сторону в течение 14 дней с момента наступления таких обстоятельств. Доказательством указанных в извещении фактов должны служить документы, выдаваемые компетентными государственными органами или
Торгово-промышленной палатой, расположенной по месту
расположения стороны договора, для которой создалась
невозможность исполнения обязательств по договору. Допускается извещение по факсимильной связи с обратным
уведомлением о получении сообщения.
7.3. Не извещение или несвоевременное извещение
другой Стороны согласно пункту 7.2. влечет за собой
утрату права ссылаться на эти обстоятельства.
7.4. Если подобное состояние невыполнения обязательств продлится более трех месяцев, то каждая Сторона имеет право расторгнуть Договор в одностороннем порядке, известив письменно об этом другую Сторону за 14
дней до даты предполагаемого расторжения. В этом слу12
чае действие Договора прекращается с момента получения
этого извещения другой Стороной при условии оплаты
причитающихся сумм за фактически поставленное Оборудование.
8. Рассмотрение споров.
8.1. Все споры и разногласия, возникшие в результате исполнения настоящего Договора, стороны будут пытаться урегулировать путем переговоров.
8.2. В случае невозможности урегулирования споров и
разногласий путем переговоров, споры передаются на
разрешение Арбитражного суда г. Москвы.
9. Изменения и дополнения к Договору.
9.1. Все изменения и дополнения к настоящему Договору вносятся в письменной форме.
9.2. Все изменения и дополнения к настоящему Договору считаются действительными, только если они подписаны уполномоченными представителями сторон.
9.3. Все изменения и дополнения к настоящему Договору подписанные с учетом требований п.п. 9.1. и 9.2.
являются неотъемлемой частью Договора.
10. Заключительные положения.
10.1. После вступления договора в силу вся предыдущая переписка между сторонами теряет силу.
10.2. Настоящий Договор составлен в 2-х экземплярах, на русском языке по одному для каждой из сторон.
Оба экземпляра имеют равную юридическую силу.
11. Реквизиты сторон.
Исполнитель
Заказчик
_______________/
/
М.П.
/
______________/
М.П.
Приложение №1
13
к договору на проведение пуско-наладочных работ
№________________ от «_____»__________ 2004 г.
Перечень ТРК, подлежащих пуско-наладочным работам
№
п/
п
Модель ТРК
Серийный
мер
Исполнитель
но-
Окончание гарантийного срока
Заказчик
Приложение №2
к договору на проведение пуско-наладочных работ
№________________ от «_____»__________ 2004 г.
Инструкция
по
наладочных работ
подготовке
к
проведению
пуско-
Топливные резервуары должны быть заполнены нефтепродуктами не менее чем на 1/3 от общего объема.
Посадочное место (фундаментная рама) должно
устроено в соответствии с посадочной схемой ТРК.
быть
ТРК должны быть установлены на посадочные места без
закрепления болтами на винтовые соединения и без установки сильфонов.
Наличие соединительных фланцев с резьбой М10.
Проверка соответствия схемы подвода топливных трубопроводов с реальным состоянием.
Подготовка (укладка) электрических кабелей (на каждую ТРК) с их маркировкой:
силовой 4-х жильный кабель питания электронасосов
380 В
14
В
3-х жильный кабель освещения ТРК 220 В
3-х жильный кабель питания компьютера Т-20 ТРК 220
3-х жильный кабель питания отопления ТРК 220 В
(только для автономного подключения отопителя)
3-х жильная экранированная витая пара с сечением
проводов 0,5-0,6 мм
наличие металлорукавов (рукавов защиты) длиной по 2
метра на каждый кабель для разводки электропроводки
внутри ТРК.
Все кабели прокладываются в три трубы к каждой ТРК:
1-ая труба – витая пара
2-ая труба – кабели 380 В питания электродвигателей
насосов, 220 В – питание освещения и отопления
3-ая труба – 220 В питание компьютера Т-20.
Проверка наличия и подключения электрического щитка
с работоспособными предохранителями.
Проверка трубопроводов на герметичность (предоставляется акт опрессовки и продувки, зачистки трубопроводов и топливных резервуаров).
Приложение №3
к договору на проведение пуско-наладочных работ
№________________ от «_____»__________ 2004 г.
Заявка на проведение пуско-наладочных работ
(на фирменном бланке Заказчика)
Исх. № _____ от «____»__________ 200_ г.
Просим Вас произвести
следующих объектах:
пуско-наладочные
работы
на
Номер АЗК и его адрес
Количество ТРК
Серийные номера ТРК
Работы, указанные в Инструкции по подготовке проведения пуско-наладочных работ, выполнены:
15
Топливные резервуары заполнены нефтепродуктами на
1/3 от общего объема;
ТРК установлены на посадочные площадки;
Соединительный фланец с резьбой М-10 приварен;
Питающий трубопровод расположен в соответствии с
чертежами;
К каждой ТРК подведены интерфейсный и силовой кабели со свободными концами не менее двух метров;
Электрощит установлен, электропитание подключено по
постоянной схеме.
Подпись уполномоченного лица Заказчика
_________________ /_____________/
М.П.
Приложение №4
к договору на проведение пуско-наладочных работ
№________________ от «_____»__________ 2004 г.
АКТ №
сдачи-приемки выполненных пуско-наладочных работ
г. _____________
«_____»__________ 2004 г.
Мы, нижеподписавшиеся, представитель Исполнителя
_____________
и
представитель
Заказчика
__________________ составили настоящий Акт о том, что
Исполнителем были выполнены работы по пуско-наладке
следующих ТРК «Mozart» согласно договору №_________
от «____»________ 200_ г.
№
п/п
Модель ТРК
Серийный номер ТРК
на АЗК № ___________ расположенной по адресу:
_________________________________________
16
Сумма выполненных работ составляет _______________
в том числе НДС _________________________________
Место проведения работ
_____________________________________________________
По итогам выполненных работ Заказчиком выявлены
следующие недостатки:
___________________________________________________
___________________________________________________
___________________________________________________
Исполнитель обязуется устранить вышеуказанные
достатки в срок до «____» __________ 200_ г.
Работу сдал
не-
_______________/______________/
Работу принял _____________/______________/
Исполнитель
Заказчик
Договор об обслуживании и ремонте ТРК в послегарантийный период
г. Омск
___ _______ 200_
ООО «Сервис», именуемое в дальнейшем «Исполнитель» в лице Директора филиала ____________ действующего
на
основании
Устава
с
одной
стороны,
и
_________________, именуемое в дальнейшем «Заказчик»,
с другой стороны, заключили настоящий Договор о нижеследующем.
1. Предмет договора
1.1.
В соответствии с настоящим договором Исполнитель принимает на себя обязательства в отношении
АЗС (АЗК) и установленных на автозаправочных комплексах (далее «Объектах») Заказчика топливораздаточных
колонок (далее «ТРК») фирмы «Fox», указанных в Приложении № 3 к настоящему Договору, выполнение следующих
видов сервисного обслуживания:
Освидетельствование дефектов оборудования,
17
Регламентное обслуживание оборудования,
Ремонт оборудования в послегарантийном периоде,
Обеспечение необходимыми запасными частями для выполнения профилактического обслуживания и гарантийного
ремонта,
2. Порядок и условия проведения регламентного обслуживания
оборудования в послегарантийный период
2.1.
Регламентное
обслуживание
оборудования
проводится Исполнителем не реже 1 (одного) раза в
квартал по графику, который согласовывается Сторонами
в письменной форме не позднее, чем за 5 дней до начала
квартала.
2.2.
В перечень работ по регламентному обслуживанию оборудования Заказчика входят:
проверка подключения сильфонов катодной защиты;
проверка крепления ТРК на посадочной площадке;
проверка подключения кабеля напряжения к ТРК;
проверка механических соединений трубопроводов с
ТРК и внутри ТРК на герметичность (внешний осмотр);
тестирование ТРК по режиму работы;
проверка стыков и креплений системы выдачи топлива
юстировка ТРК производится два раза в год (Весна –
Лето, Осень - Зима);
проверка холодильного оборудования;
проверка резервуарного парка (механической части);
проверка дыхательных клапанов;
проверка электрических коммуникаций;
проверка сантехнических коммуникаций;
проверка, настройка системы управления;
проверка, настройка уровнемеров;
проверка, настройка, прочистка оргтехники;
проверка, настройка, прочистка ККМ (контрольнокассовых машин).
Зачистка резервуарного парка производится Исполнителем по отдельной заявке Заказчика, и оплачивается отдельно.
2.3. Срок проведения Исполнителем регламентного обслуживания на объекте Заказчика – не более одних суток
с момента прибытия специалистов Исполнителя на соответствующий объект.
2.4. В случае возникновения у Сторон обоснованных
причин, препятствующих выполнению запланированного по
графику регламентного обслуживания, Сторона, у которой
возникла такая причина, обязана известить другую Сто18
рону в письменной форме не позднее, чем за 2 (два) рабочих дня до срока начала выполнения регламентного обслуживания с указанием возможного срока проведения
регламентного обслуживания.
2.5. Ежеквартально, по окончании выполнения Исполнителем регламентного обслуживания и при отсутствии
письменных замечаний со стороны Заказчика, Сторонами
составляется и подписывается Акт сдачи-приёмки выполненных работ в соответствии с Приложением № 1 к настоящему Договору.
3. Порядок и условия проведения освидетельствования
дефектов, ремонта оборудования в послегарантийном периоде
3.1.
Исполнитель выполняет освидетельствование
дефектов и ремонта оборудования, вышедших из строя на
АЗС (АЗК) Заказчика, на основании полученных от Заказчика письменных заявок, составленных в соответствии с
Приложением № 4 к настоящему Договору.
3.2.
Исполнитель приступает к освидетельствованию дефектов на объекте Заказчика не позднее, чем через 12 (двенадцать) часов после получения от Заказчика
письменной заявки. По результатам освидетельствования
дефектов Сторонами составляется и подписывается Акт
технического освидетельствования, в соответствии с
Приложением № 2 к настоящему Договору.
3.3.
После оформления Сторонами Акта технического освидетельствования согласно п.3.2 настоящего
Договора, Исполнитель производит ремонт оборудования и
устраняет выявленные дефекты на объекте Заказчика.
3.4.
В случае значительных механических повреждений время устранения Исполнителем оговаривается отдельно в порядке, установленном Сторонами в дополнительном соглашении к настоящему Договору.
3.5.
В ходе ремонтных работ Исполнитель заменяет вышедшие из строя детали, узлы и агрегаты оборудования, стоимость которых Заказчик оплачивает Исполнителю. На заменённые детали узлы и агрегаты распространяется гарантийный срок – 1 (один) месяц с момента установки. Если в период действия гарантии возникает необходимость замены вышедших из строя деталей, узлов и
агрегатов и она не вызвана нарушением технологии эксплуатации со стороны Заказчика, разрушительным воздействием на ТРК или вмешательством третьих лиц в процесс
эксплуатации ТРК, то замена деталей, узлов и агрегатов
производится Исполнителем бесплатно.
19
3.6.
По окончании выполнения Исполнителем работ
по ремонту оборудования и при отсутствии письменных
замечаний со стороны Заказчика Сторонами составляется
и подписывается Акт сдачи-приёмки выполненных работ в
соответствии с Приложением № 1 к настоящему Договору.
3.7.
Исполнитель осуществляет устранение дефектов, выявленных Заказчиком после выполнения работ по
ремонту оборудования и подписания Актов сдачи-приёмки
выполненных работ, возникших в результате некачественного проведения этих работ в соответствии с п.3.2 настоящего Договора. При этом транспортные расходы Исполнителя, связанные с устранением выявленных дефектов, Заказчиком не оплачиваются. Если в ходе технического освидетельствования причиной дефекта оказываются
не зависящие от Исполнителя обстоятельства, то Заказчик возмещает Исполнителю транспортные расходы согласно в соответствии с п.4.4 настоящего Договора.
4. Стоимость работ и условия оплаты
Стоимость годового регламентного обслуживания и ремонта оборудования одной ТРК в послегарантийный период
составляет – 600,0 (шестьсот) долларов США, в том числе НДС – 100,0 (сто) долларов США. Стоимость годового
регламентного обслуживания и ремонта оборудования на
АЗС (АЗК) составляет 2400,0 (две тысячи четыреста)
долларов США, в том числе НДС 400 (четыреста) долларов
США.
В стоимость годового регламентного обслуживания и
ремонта оборудования входят работы согласно п.2.2 настоящего Договора, а также работы по ремонту оборудования ТРК согласно п.3.5 настоящего Договора.
4.3.
Общая сумма за проводимые согласно п.4.1
настоящего Договора работы определяется на основании
Приложения № 3 настоящего Договора, указывающего общее
количество ТРК, на которое распространяется действие
настоящего Договора и оплачивается Заказчиком ежеквартально в соответствии с п.4.6 настоящего Договора.
4.4.
Стоимость транспортных расходов Исполнителя не входит в стоимость работ по ремонту оборудования
и оплачивается Заказчиком отдельно согласно выставленных Исполнителем счётов:
при использовании автотранспорта Исполнителя – в
размере 0,25 (ноль целых двадцать пять сотых) долларов
США за 1 (один) км пробега.
20
при использовании авиа -, железнодорожного или иного вида транспорта – на основании предъявленных проездных документов в обе стороны.
Оплата стоимости запасных частей, указанных в Акте
технического освидетельствования и использованных при
выполнении работ по ремонту оборудования, производится
Заказчиком согласно выставленных Исполнителем счётов
по окончании работ за исключением случаев, указанных в
п.3.5 настоящего Договора.
Стоимость ежеквартального сервисного обслуживания
ТРК в гарантийном периоде оплачивается Заказчиком в
течение 5 (пяти) банковских дней после подписания настоящего Договора. В дальнейшем Заказчик оплачивает
Исполнителю стоимость ежеквартального сервисного обслуживания ТРК не позднее, чем за 5 (пять) рабочих
дней до начала следующего квартала.
Заказчик оплачивает выставленные Исполнителем счета
в течение 5 (пяти) банковских дней с момента подписания представителями Сторон Акта сдачи-приёмки выполненных работ, на основании выставленных счетов.
4.8.
Все платежи по настоящему Договору осуществляются в рублях по курсу ЦБ
РФ, действующему на
момент списания денежных средств с расчётного счёта
Заказчика.
5. Обязанности сторон
5.1 Исполнитель обязан:
5.1.1.
Выполнять послегарантийное, регламентное
обслуживание, ремонтные и/или иные работы в строгом
соответствии с технологией установки, ремонта и замены
узлов,
агрегатов
ТРК
и
рекомендациями
заводаизготовителя.
5.1.2.
Обеспечить соблюдение своими специалистами
действующих требований по технике безопасности и пожарной безопасности.
5.2 Заказчик:
5.2.1.
Своевременно оплачивать Исполнителю его
услуги на условиях настоящего Договора.
5.2.2.
В течение 10 дней после подписания настоящего договора передать Исполнителю свою корпоративную
инструкцию по технике безопасности и пожарной безопасности, а также заверенный мастичной печатью список
своих уполномоченных лиц с указанием их полномочий.
5.2.3.
Предоставлять исполнителю в полном объеме
информацию, необходимую для выполнения настоящего Договора.
21
6. Ответственность сторон
Стороны несут ответственность за недобросовестность
исполнения своих обязательств в соответствии с действующим законодательством РФ.
7. Гарантии
7.1.
Исполнитель гарантирует, что он обладает
всеми необходимыми лицензиями и иными документами для
регламентного обслуживания и ремонта оборудования,
предусмотренными законодательством РФ, а квалификация
его персонала подтверждена соответствующими дипломами
и сертификатами.
Для оперативного устранения неисправностей ТРК в
регионе будет организованно непрерывное пребывание
сервисной группы Исполнителя.
7.3.
Исполнитель предоставляет Заказчику скидку
до 5 (пяти) % на приобретаемые им запасные части при
условии безусловного выполнения Заказчиком всех положений настоящего Договора.
7.4.
Исполнитель вправе прекратить выполнения
обязательств по сервисному обслуживанию и ремонту ТРК
в послегарантийный период в случаях:
нарушения сохранности гарантийных пломб или наличия
механических повреждений ТРК;
самостоятельного или с привлечением третьих лиц,
письменно не указанных Исполнителем, проведения сервисных, ремонтных и иных работ ТРК;
использования ТРК не по назначению или его разукомплектования;
невыполнения требований по эксплуатации ТРК, изложенных в инструкции по эксплуатации или техническом
паспорте ТРК;
переноса ТРК с места ее первоначальной установки
без предварительного согласования с Исполнителем.
7.5.
Исполнитель вправе прекратить выполнения
обязательств по договору о сервисном гарантийном обслуживании ТРК в случаях:
нарушения сохранности гарантийных пломб или наличия
механических повреждений ТРК;
самостоятельного или с привлечением третьих лиц,
письменно не указанных Исполнителем, проведения сервисных, ремонтных и иных работ ТРК;
использования ТРК не по назначению или его разукомплектования;
22
невыполнения требований по эксплуатации ТРК, изложенных в инструкции по эксплуатации или техническом
паспорте ТРК;
переноса ТРК с места ее первоначальной установки
без предварительного согласования с Исполнителем.
7.6.
Установление фактов, перечисленных в
п.7.5. настоящего Договора, подтверждается Актами, составленными и подписанными полномочными представителями Сторон совместно с представителем регионального органа Государственной метрологической службы.
7.7.
В случае отказа полномочного представителя
Заказчика в подписании акта согласно п.7.6 настоящего
Договора, акт приобретает законную силу с момента подписания его представителем Исполнителя и представителем регионального органа Государственной метрологической службы и является для Исполнителя основанием для
отказа Заказчику в выполнении обязательств по сервисному обслуживанию и ремонту ТРК в послегарантийный период.
8. Форс-мажор
8.1.
Стороны освобождаются от ответственности
за частичное или полное неисполнение обязательств по
настоящему Договору, если таковые явились следствием
действия обстоятельств непреодолимой силы, не поддающихся разумному контролю Сторон, возникших после заключения настоящего Договора, а также объективно препятствующих полному или частичному выполнению сторонами своих обязательств по настоящему Договору, включая,
но не ограничиваясь перечисленным, войны, военные действия любого характера, блокады, забастовки, землетрясения, наводнения, пожары и другие стихийные бедствия,
а также запрет компетентных государственных органов на
действия Сторон или существенные изменения в законодательстве, затрагивающие условия или порядок исполнения
договора. Срок исполнения Сторонами договорных обязательств соразмерно отодвигается на время действия таких обстоятельств.
8.2.
Сторона, для которой создалась невозможность исполнения обязательств по Договору в силу вышеуказанных причин, должна без промедления письменно известить об этом другую сторону в течение 14 (четырнадцати) дней с момента наступления таких обстоятельств.
Доказательством указанных в извещении фактов должны
служить документы, выдаваемые компетентными государственными органами или Торгово-промышленной палатой,
23
расположенной по месту расположения стороны договора,
для которой создалась невозможность исполнения обязательств по договору. Допускается извещение по факсимильной связи с обратным уведомлением о получении сообщения.
8.3.
Не извещение или несвоевременное извещение
другой Стороны согласно пункту 8.2. влечет за собой
утрату права ссылаться на эти обстоятельства.
8.4.
Если подобное состояние невыполнения обязательств продлится более трех месяцев, то каждая Сторона имеет право расторгнуть Договор в одностороннем
порядке, известив письменно об этом другую Сторону за
14 (четырнадцать) дней до даты предполагаемого расторжения. В этом случае действие Договора прекращается с
момента получения этого извещения другой Стороной при
условии оплаты причитающихся сумм за фактически произведенные работы.
8.5.
Во время действия форс-мажорных обстоятельств ни одна из сторон не имеет права требовать от
другой возмещения убытков за понесённый ущерб.
9. Рассмотрение споров
9.1.
Стороны обязуются все возможные претензии,
споры и разногласия, возникшие в результате исполнения настоящего Договора, рассмотреть в течение 10 (десяти) дней с момента их получения и пытаться урегулировать путем переговоров.
9.2.
В случае невозможности разрешения претензий, споров и разногласий путём переговоров, стороны
после реализации предусмотренной законодательством РФ
процедуры досудебного урегулирования разногласий, передают их на рассмотрение в Арбитражный суд г. Москвы.
10. Изменения и дополнения к Договору
10.1.
Все изменения и дополнения к настоящему
Договору вносятся в письменной форме.
10.2.
Все изменения и дополнения к настоящему
Договору считаются действительными, только если они
совершены в письменной форме и подписаны уполномоченными на то представителями сторон.
10.3.
Все изменения и дополнения к настоящему
Договору подписанные с учетом требований п.п. 10.1. и
10.2. являются неотъемлемой частью Договора.
11. Заключительные положения.
24
11.1.
После вступления договора в силу вся предыдущая переписка между сторонами теряет силу.
11.2.
Ни одна из сторон не вправе передавать
свои права по настоящему договору третьей стороне без
письменного согласия другой стороны.
11.3.
Настоящий договор составлен в двух экземплярах на русском языке. Оба экземпляра идентичны и
имеют одинаковую силу. У каждой из сторон находится
один экземпляр настоящего договора.
11.4.
Любая информация, касающаяся существования
или содержания каких-либо отношений сторон, вытекающих
из настоящего договора, не может раскрываться третьим
лицам, за исключением случаев, когда иное является необходимым для надлежащего исполнения договора и согласовано с другой стороной договора.
12. Срок действия Договора
12.1.
Настоящий Договор вступает в силу с момента подписания его обеими сторонами и действует в течение 1 (одного) года. Если Сторонами не оформлены письменные уведомления на прекращение действия настоящего
Договора за 30 (тридцать) календарных дней до истечения срока действия настоящего Договора, то он автоматически пролонгируется сроком на 1 (один) год.
12.2.
Действие Договора может быть продлено либо
прекращено досрочно по взаимному согласию сторон,
оформляемому в письменной форме.
12.3.
Досрочное прекращение действия Договора не
освобождает стороны от обязанности возмещения убытков
и иной ответственности, установленной настоящим Договором и законодательством.
13. Реквизиты и подписи сторон
Исполнитель
Заказчик
Приложение № 1
К Договору на обслуживание и ремонт ТРК
в послегарантийный период от ___________________
А К Т № _____
сдачи-приёмки выполненных работ по регламентному обслуживанию и ремонту оборудования
25
г.__________________ "___"________ 200__г.
Мы, нижеподписавшиеся, представитель Исполнителя
______________________и уполномоченный представитель
Заказчика ______________________ составили настоящий
акт в том, что Исполнителем были выполнены следующие
работы
по
ремонту
оборудования
(тип,
марка)
___________, заводской номер ___________________:
___________________________________________________
______________________________________________________
______________________________________________________
______________________________________________________
_________________________________на АЗС № ____ г.
________, ул. ________, принадлежащей Заказчику на
сумму _______________ (________)
, в т.ч. НДС _______________.
Место проведения работ – _________________________.
Работу сдал__________________ /_____________/
«___»________________200__ г.
М. П.
Работу принял
_________________/______________/
«___»_________________200__г.
М. П.
ИСПОЛНИТЕЛЬ:
ЗАКАЗЧИК:
Приложение №2
К Договору на обслуживание и ремонт ТРК
в послегарантийный период от 15 января 2002г.
АКТ
технического освидетельствования
Настоящий АКТ составлен по факту вызова сервисной
службы
на
объект,
принадлежащий
и
расположенный___________________________________________________
______________(город, улица и т.п. адресные ориентиры)
Дата и время поступления заявки__________________
Кем передана____________________________________
26
Дата и время прибытия на объект сервисной службы_____________
Фамилии, И.О. работников сервисной службы:_________________
Описание дефекта или неисправности в заявке:_______
В результате обследования, установленного на объекте выявлено следующее:____________________
___________________________________________________
______________________________________________________
______________________________________________________
______________________________________________________
______________________________________________________
______________________________________________________
______________________________________________________
______________________________________________________
______________________________________________________
______________________________________________________
________________________________________
Заключение: (ненужное зачеркнуть) выявленная неисправность носит (не носит)заводской характер и подлежит
(не
подлежит)
устранению
по
гарантийным
обязательствам.
Для восстановления работоспособности оборудования
произведены следующие виды работ:
___________________________________________________
______________________________________________________
______________________________________________________
______________________________________________________
______________________________________________________
Дата и время восстановления работоспособности оборудования______________________________
Представитель сервисной службы
Представитель Заказчика
Приложение N 3
К Договору на обслуживание и ремонт ТРК
в послегарантийный период от 15 января 2002г.
Перечень автозаправочных комплексов (АЗК)
27
Номер АЗС
Перечень оборудования Заводской номер
ИСПОЛНИТЕЛЬ:
Дата ПНР
ЗАКАЗЧИК:
Приложение 4
К Договору на обслуживание и ремонт ТРК
в послегарантийный период от __ января 200_г.
Форма заявки на проведение ремонтных работ
(На фирменном бланке Заказчика)
№____ от «__» ________ 200_ г.
1.
Номер АЗК и его адрес.
2.
Серия и номер и тип вышедшего из строя
оборудования.
3.
Описание неисправности с указанием:
- характера неисправности;
- наименование
неисправного узла или агрегата
(по возможности);
- возможные причины возникновения неисправности
4.
Подтверждение, что объект готов к
проведению работ с указанием ответственного контактного лица со стороны Заказчика и указанием его телефонов.
Подпись уполномоченного
лица Заказчика
Договор об обслуживании технологического оборудования, зданий, сооружений на всей территории АЗК (АЗС)
г. Псков
«__»_________ 200_г.
Закрытое акционерное общество «___________», именуемое в дальнейшем Исполнитель, в лице генерального
директора _______., действующего на основании Устава,
с одной стороны,
и Общество с ограниченной ответст28
венностью «________», именуемое в дальнейшем Заказчик,
в лице Генерального директора _________________, действующего на основании Устава, с другой стороны, заключили настоящий договор о нижеследующем:
Предмет договора
Заказчик поручает, а Исполнитель принимает на себя
обязательства по сервисному обслуживанию технологического оборудования АЗС, установленного на автозаправочных комплексах Заказчика, а также сервисное обслуживание зданий, сооружений и их составляющих на всей
территории АЗК (АЗС) и принадлежащие Заказчику на правах собственности.
Перечень оборудования и виды сервисных и ремонтных
работ, выполняемых Исполнителем, указаны в Приложении
1 к настоящему Договору.
Исполнитель осуществляет сервисное обслуживание по
заявкам за счет Заказчика.
Сервисное
обслуживание
подразумевает
выполнение
сервисных и ремонтных работ, замену изношенных и поврежденных деталей и узлов, поставку Заказчику запасных частей, консультации Заказчика по вопросам эксплуатации и обслуживания оборудования. Количество выездов сервисного специалиста неограниченно.
Сервисное обслуживание оборудования, по которому не
истек срок заводской гарантии, также является предметом настоящего договора.
Для выполнения заявок на некоторые виды работ, требующих специальных лицензий и других разрешительных
документов, Исполнитель имеет право привлекать сторонние специализированные организации.
Заявка на сервисное обслуживание
Основанием для проведения сервисного обслуживания
является заявка, направляемая Заказчиком в адрес Исполнителя.
Заявки направляются по указанному Исполнителем факсу.
Прием заявки должен быть подтвержден Исполнителем.
Заявка подписывается генеральным директором Заказчика или лицом, исполняющим его обязанности во время
его отсутствия.
Ориентировочное время прибытия бригады Исполнителя
указывается в подтверждении заявки Исполнителем. В
случае заявления потребности в работах значительного
объема, Стороны согласуют сроки выполнения и стоимость
29
работ в течение 3 (трех) дней, считая с даты получения
заявки.
В заявке указывается следующая информация:
внешние проявления неисправности,
наименование неисправного узла,
возможная причина неисправности и т.д.
Обязанности Исполнителя
Обеспечить прибытие должным образом оснащенного и
экипированного специалиста (специалистов) по адресу
производства сервисных и ремонтных работ в течение 4-х
часов с момента подтверждения заявки.
Осуществлять сервисное обслуживание в согласованные
сроки. Необоснованное увеличение сроков проведения
сервисного обслуживания не допускается. По окончании
работ Исполнитель должен произвести уборку рабочего
места, включая вывоз остатков материалов.
Использовать для проведения сервисного обслуживания
только должным образом подготовленных и квалифицированных специалистов.
Подготовить после выполнения работ акт приемкипередачи выполненных работ (услуг) в трех экземплярах
– по одному для Исполнителя, для многофункционального
автозаправочного комплекса и для приложения к счетуфактуре Исполнителя, выставляемому Заказчику. Каждый
экземпляр акта подписывается уполномоченным представителем Исполнителя и Заказчика.
Предоставлять Заказчику информацию, необходимую для
выполнения настоящего договора.
Обеспечить соблюдение своими специалистами и нести
ответственность за несоблюдение ими действующих требований по технике безопасности.
В течение 1 (одного) рабочего дня письменно уведомлять Заказчика об изменениях своих реквизитов, а также
номеров телефонов и телефакса.
Обязанности Заказчика
Оплачивать Исполнителю его услуги по сервисному обслуживанию на условиях и в сроки, предусмотренные настоящим Договором.
До направления первой заявки передать Исполнителю
свою корпоративную инструкцию по технике безопасности.
До направления первой заявки передать Исполнителю
список своих уполномоченных лиц с указанием полномочий
этих лиц.
30
В течение 1 (одного) рабочего дня письменно уведомлять Исполнителя об изменении своих реквизитов, а также номеров телефонов и телефакса.
В течение 3 (трех) дней подписывать акты сдачиприемки выполненных работ, считая с даты их получения,
направлять Исполнителю обоснованный отказ в его подписании. Заказчик вправе отказаться принять работу по
причине ее низкого качества и потребовать у Исполнителя исправить недоработки за свой счет.
Предоставлять Исполнителю информацию, необходимую
для выполнения настоящего договора.
Стоимость сервисных работ, услуг и порядок расчетов.
Стоимость сервисного обслуживания определяется Исполнителем из расчета $600 (шестьсот) долларов США в
год за одну ТРК и $220 (двести двадцать) долларов США
за одну АЗК (АЗС) в месяц.
Оплата сервисных работ производится ежемесячно согласно Приложению № 2 (перечень АЗС (АЗК) подлежащих
обслуживанию).
Стоимость запасных частей, деталей, узлов и материалов определяется счетами Исполнителя к Заказчику с
указанием наименования и стоимости запасных частей,
деталей и узлов.
Оплата Исполнителю сервисных работ Заказчиком производится ежемесячно с 1 (первого) по 5 (пятое) число
начала каждого месяца на основании счетов Исполнителя.
Оплата материалов, запасных частей и агрегатов (установленных Заказчику на АЗК,АЗС) производится Заказчиком еженедельно на основании выставленных счетов Исполнителем.
При выполнении работ по сервисному обслуживанию по
нескольким заявкам за непродолжительный период Заказчик и Исполнитель составляют сводный акт сдачи-приемки
выполненных работ с указанием наименования и объемов
выполненных работ и приложением первичных актов по каждой заявке, который подписывается Исполнителем и
уполномоченным лицом Заказчика.
Оплата сервисного обслуживания, оказанного Исполнителем Заказчику, производится Заказчиком в рублях по
курсу ЦБ на дату оплаты путем перечисления денежных
средств на расчетный счет Исполнителя не позднее 10
(десяти) банковских дней, считая со дня получения Заказчиком счетов на оплату.
Обязательства Заказчика по оплате выполненных сервисных работ или приобретаемых запасных частей счита31
ются исполненными с момента списания указанных в соответствующем счете-фактуре денежных средств с расчетного счета Заказчика.
Ответственность сторон.
В случае неприбытия специалистов Исполнителя по адресу, указанному в заявке в течение 4 (четырех) часов,
Заказчик вправе взыскать с Исполнителя штраф в размере 200 (двести) долларов США за каждый час отсутствия специалиста Исполнителя, либо вправе
расторгнуть
настоящий договор.
По каждому факту неприбытия специалистов Исполнителя ко времени, указанному в подтверждении заявки или
опоздания на срок более 4 (четырех) часов составляется
акт, подписываемый уполномоченным представителем Заказчика и лицом, направившим заявки. В случае отказа
представителя Исполнителя подписать указанный акт, он
подписывается уполномоченным представителем Заказчика
и лицом, направившим заявку с отметкой о факте отказа.
В случае задержки оплаты выполненного сервисного
обслуживания на срок более двух банковских дней с момента выставления Заказчику правильно оформленных счетов и актов сдачи- приемки выполненных работ Исполнитель вправе приостановить выполнение работ по настоящему Договору до урегулирования взаиморасчетов, при
этом Исполнитель вправе расторгнуть Договор в одностороннем порядке, а Заказчик обязан возместить задолженность перед Исполнителем и его убытки в полном объеме.
В случае задержки оплаты выполненного сервисного
обслуживания Исполнителя на срок более 5 (пяти) банковских дней Заказчик уплачивает Исполнителю пени в
размере 0,5% от суммы просроченного платежа за каждый
день просрочки.
Уплата неустоек, пени и штрафов не освобождает стороны от выполнения обязательств по настоящему договору.
Исполнитель не несет ответственности перед Заказчиком за простой по вине Заказчика АЗС или отдельных
ТРК.
Гарантии.
Исполнитель гарантирует, что он обладает всеми необходимыми для проведения сервисного обслуживания лицензиями и/или иными документами, требуемыми законодательством РФ, а квалификация его персонала подтверждена соответствующими дипломами, сертификатами или иными
документами.
32
Гарантия качества на проведенные в ходе сервисного
обслуживания работы, примененные новые узлы устанавливается на срок до 6 (шесть) месяцев, считая с даты
подписания акта сдачи-приемки выполненных работ (услуг).
В период действия гарантии качества Исполнитель
обязан в кратчайшие сроки и за свой счет устранить все
выявленные дефекты проведенных сервисных и ремонтных
работ, а также работ по замене деталей и узлов. Если
замененный узел или деталь вторично выходит из строя
по вине Заказчика, гарантии снимаются.
Форс-Мажор
Стороны освобождаются от ответственности за частичное или полное неисполнение обязательств по настоящему
договору, если оно явилось следствием обстоятельств
непреодолимой силы, а именно: пожар, наводнение, землетрясение или другие стихийные бедствия, войны, забастовки, решения органов власти и иное, если эти обстоятельства непосредственно повлияли на исполнение
настоящего договора.
Сторона по настоящему договору, затронутая обстоятельствами непреодолимой силы, должна не позднее трех
рабочих дней, известить телеграммой или с помощью факсимильной связи другую сторону о наступлении, виде и
возможной продолжительности действия обстоятельств непреодолимой силы, препятствующих исполнению настоящего
договора. Она обязана также предпринять все необходимые и достаточные меры для уменьшения размера возможного ущерба, а также подтвердить начало и прекращение
этих обстоятельств соответствующими документами.
При возникновении обстоятельств, которые не позволяют полностью или частично выполнить свои обязательства по настоящему договору, сроки исполнения обязательств продлеваются на сроки, в течение которых действуют эти обстоятельства.
Если указанные выше обстоятельства сохраняются в
течение более 60 (шестидесяти) календарных дней, каждая сторона имеет право отказаться от дальнейшего исполнения обязательств по настоящему Договору и в таком
случае ни одна из сторон не имеет право требовать от
другой стороны компенсации любых возможных убытков.
Разрешение споров.
Споры и разногласия, возникающие в связи с исполнением настоящего договора, разрешаются путем переговоров представителей сторон, а в случае не достижения
33
согласия - в арбитражном суде по месту нахождения ответчика.
Прочие условия.
Исполнитель по согласованию с Заказчиком, вправе
привлекать для сервисного обслуживания сторонние организации. В этом случае, ответственность за действия и
работу этих организаций несет Исполнитель.
Все приложения, упомянутые в тексте настоящего договора, являются его неотъемлемыми частями.
Любые изменения и дополнения настоящего договора
должны быть составлены в письменном виде и подписаны
уполномоченными представителями Исполнителя и Заказчика.
Настоящий договор составлен в 2 (двух) экземплярах,
имеющих одинаковую юридическую силу, по одному для Исполнителя и Заказчика.
Любая информация, касающаяся существования или содержания каких-либо отношений сторон, вытекающих из
настоящего Договора, не может раскрываться третьим лицам, за исключением случаев, когда иное является необходимым для надлежащего исполнения договора, или согласовано с другой стороной Договора. Положения настоящего пункта не распространяются на компетентные
органы Российской Федерации, которые в соответствии с
действующим законодательством могут или должны быть
извещены о факте и (или) содержании Соглашения.
Срок действия договора.
Настоящий Договор заключен на 1 (один) год, считая
с даты его подписания Сторонами.
Договор вступает в силу с момента его подписания
обеими сторонами.
Юридические адреса и реквизиты сторон.
Исполнитель:
Заказчик:
ЗАКАЗЧИК
ИСПОЛНИТЕЛЬ
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
к Сервисному договору №___от «_____»________200_г.
34
ПЕРЕЧЕНЬ
Оборудования и виды сервисных и ремонтных
работ
Оборудование:
Топливораздаточные колонки, (ТРК) система технологических коммуникаций и электрооборудования ТРК.
Система контроля межстенного пространства резервуаров.
Система контроля уровня топлива в резервуарах.
Торговое оборудование АЗС (АЗК).
Рекламные стелы освещения АЗС (АЗК).
Оргтехника установленная на АЗС (АЗК).
Механические устройства резервуарного парка АЗС
(АЗК).
Системы электрической и электронной защиты АЗС
(АЗК).
Контрольно кассовые машины АЗС (АЗК).
Системы отпуска нефтепродуктов включая пульты отпуска нефтепродуктов, установленные на АЗС (АЗК).
Виды сервисных и ремонтных работ:
Гидравлические части ТРК и топливная система:
Мелкий ремонт- прочистка фильтрационной системы, с
заменой сальников;
Средний ремонт – замена гидравлического блока, частичная переборка с заменой нескольких элементов;
Крупный ремонт – полная переборка блока с заменой
основных элементов.
2.Электрические и электронные коммуникации ТРК (не
включая систему защиты);
3.Облицовка ТРК (включая каркасы).
4.Нависная фурнитура ТРК.
5.Ремонт и настройка программного обеспечения (систем отпуска нефтепродукта) АЗС (АЗК), и пультов управления.
6.Ремонт и профилактика контрольно-кассовых машин.
7.Ремонт и профилактика торгового оборудования АЗК.
8.Ремонт электрических и электронных коммуникаций
включая систему защиты.
9.Навесные и встроенные элементы освещения АЗС
(АЗК).
10.Ремонт и прочистка дыхательных клапанов АЗС
(АЗК).
11.Работы по благоустройству внешнего вида АЗС
(АЗК) – согласно составленной дефектной ведомости.
12.Сервисное обслуживание зданий и сооружений, а
также их составляющих:
35
-а)Поддержание санитарного состояния на территории АЗС (АЗК) :
-Покос газонов;
-Окраска побелка бордюров;
-Окраска ТРК;
-Окраска зданий и сооружений.
б)Ремонт кровельного покрытия с заменой на новую
до 15%.
в)Косметический ремонт внутри сооружений.
-Побелка, окраска стен потолков;
Окраска окон и дверей.
г)Ремонт с заменой сантехнических узлов (включая
подводные трубы).
д)Ремонт покрытий пола с частичной заменой до 50
%.
ж)Ремонт оконных парапетов с заменой стекол на
новые до 30 %.
з)Озеленение существующих объектов, очистка, осмотр и ремонт подземных резервуаров;
ЗАКАЗЧИК
ИСПОЛНИТЕЛЬ
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
к Сервисному договору №_______
от «_____»_______________2000г.
Перечень АЗС
1.
2.
Компьютеризация
Описание программного пакета «1С-Рарус: АЗК + Нефтебаза 1.0»
Типовое решение "1C-Рарус: АЗК + Нефтебаза" предназначено для автоматизации оперативного и бухгалтерского учета на предприятиях основной деятельностью которых является реализация горюче-смазочных материалов с
нефтебаз и через розничную сеть АЗС.
Типовое решение "1С-Рарус: АЗК + Нефтебаза" представляет собой комплексную многофункциональную систему
управления торговым предприятием, имеющим в своем составе сеть автозаправочных станций, нефтехранилищ, ма36
газинов с кассовыми оборудованием. Программа позволяет
вести двойной количественный учет топлива: по массе и
объему, а также выбирать способ списания. Списание топлива возможно методом FIFO, LIFO, по среднему.
Основные разделы системы:
Поступление ГСМ
Как правило, поставка ГСМ на нефтебазу осуществляется, по железной дороге цистернами и сопровождается
оформлением специфических документов (акты слива цистерн и их возврата, акты переадресовки, претензии). В
системе имеются электронные формы этих документов.
Если разность между массой по накладной и по замерам существенна (больше погрешности метода измерений),
то в поле недостача будет заполнено автоматически. Недостача - это повод для выставления претензии поставщику топлива. Претензию можно оформить специальным документом. В этом документе фиксируется также факт решения по претензии (полное или частичное удовлетворение поставщиком, либо отклонение).
Прочие поставки на нефтебазу могут оформляться документом Поставка ГСМ.
В системе также есть возможность учета транзитных
поставок.
Оформление поставки на АЗС осуществляется документом "Поставка ГСМ" либо накладной на перемещение, если
например Организация имеет в своем составе и нефтехранилища и сеть АЗС. Причем в документах поставки есть
возможность фиксировать перевозчика топлива, и учитывать как объемы перевезенного топлива, так и расстояния, с разверткой по Организациям, Автомобилям, Водителям.
Реализация ГСМ
Оптовые продажи ГСМ могут осуществляться по предварительным заявкам покупателей
Учет розничной реализации топлива ведется как за
наличный расчет, так и по любому основанию налива, например: комиссия, по пластиковым карточкам, по ведомостям, талонам, в разрезе целевых назначений ("под
сельхозпрограмму"). Оснований налива может быть задано
без ограничения по количеству.
В системе существует возможность загрузки данных из
сменных отчетов АЗС, которые формируют программы
управления ТРК.
По итогам работы сети АЗС за период можно сформировать различные отчеты по реализации ГСМ.
37
В программе реализован блок внутренних документов,
("Списание", "Инвентаризация", "Перемещение";
Ответственное хранение ГСМ
Типовое решение поддерживает также автоматизацию
учета ответственного хранения топлива и товаров.
Топливо, переданное на ответственное хранение, учитывается только количественно.
Для оформления операций, связанных с ответственным
хранением ГСМ на нефтехранилищах предназначены два
специальных документа. Специальный отчет позволяет получить данные об ответственном хранении топлива. Этот
отчет, позволяет получить данные для выставления счетов владельцам ГСМ за хранение их топлива.
Складской учет и взаиморасчеты с контрагентами
В системе реализован полный набор документов для
автоматизации складского учета товаров и взаиморасчетов с контрагентами.
Торговля сопутствующими товарами и бар-кафетерий
Как правило, на АЗС ведется торговля сопутствующими
товарами. На АЗС может быть также кафетерий. Типовое
решение "1C-Рарус: АЗК + Нефтебаза" позволяет автоматизировать и эти аспекты деятельности АЗС.
В системе существуют документы позволяющие фиксировать розничные продажи товаров, а также позволяющие
рассчитывать калькуляцию по приготовленным блюдам.
Возможно подключение различных видов ККМ.
Услуги по ремонту и обслуживанию автомобилей
Программа позволяет вести учет выполненных работ по
мелкому ремонту, мойке и обслуживанию автомобилей. Для
оформления перечисленных услуг в системе используется
документ "Заказ-наряд".
Итоги за период по оказанным услугам формируются в
специальном отчете, с возможностью группировки по исполнителям.
Оперативный баланс
Система позволяет вести полный оперативный баланс
предприятия в разрезе компаний, входящих в холдинг, а
также подразделений. Ведется учет денежных потоков в
разрезе компании и подразделений. Взаиморасчеты с
контрагентами и подотчетными лицами могут быть многовалютными.
Возможно ведение бухгалтерского учета в общей базе
данных
Реализован перенос данных (документов) в стандартную конфигурацию программы "1С:Предприятие 7.7. Бухгалтерский Учет".
38
Поддерживается совместимость (на уровне файлов обмена данными) со следующими программно-аппаратными
комплексами управления терминальным обрудованием АЗС:
С-Бенч
САОН
и др.
Сервисные функции программы
Система имеет:
Удобные и эффективные журналы документов, с встроенной системой отборов и закладок.
Гибкий вывод информации в отчеты, с настраиваемой
последовательностью группировки данных и устанавливаемым пользователем степенью детализации данных. Существует возможность выгрузки отчета в MS Exсel, отправки
его по электронной почте.
Мощный блок администрирования с настройкой прав
пользователей.
Типовое решение совместимо на уровне файлов обмена
с программно-аппаратным комплексом управления АЗС фирмы "С-Бенч". Программа также может быть связана с другими комплексами управления оборудованием АЗС и нефтебаз (необходимо только создать несложную процедуру обмена данными, шаблон которой уже имеется).
Примечание
Типовое решение "1C-Рарус: АЗК + Нефтебаза" не является самостоятельной программой и предназначено для
использования с компонентой "Оперативный Учет" системы
программ "1С:Предприятие", для ведения удаленных рабочих мест необходима компонента "Управления распределенными
базами
данных"
системы
программ
"1С:Предприятие".
«1С-Рарус: АЗК + Нефтебаза»: отличия релиза 1.21 от
релиза 1.20
Константы
Добавлены константы:
«Акциз по ГСМ» — ссылка на элемент справочника «Номенклатура»; это элемент справочника «Номенклатура»,
который записывается в спецификацию счета-фактуры на
строку акциза по ГСМ;
«Признак выделения акциза в накладных по ГСМ» — если значение этой константы установлено в «Да», то программа выделяет акциз по ГСМ в накладных.
Справочники
39
«Методы измерений»: добавлены реквизиты, которые
используются при заполнении печатной формы документа
«Акт на слив»;
Дата проверки — дата последней проверки измерительного комплекса.
Способ измерения — строковый описатель способа измерения;
«Номенклатура»: добавлен периодический реквизит для
хранения текущей ставки акциза ГСМ, который используется в документах по ГСМ;
«Акциз» — ставка акциза, руб/кг.
Документы
Добавлены документы:
«Ввод остатков НЗП»: служит для ввода начальных
значений на регистр «Производство»;
В табличной части документа не могут фигурировать
услуги, работы и т.п. Документы этого вида создаются,
хранятся и редактируются в журнале «Производство». При
проведении документ формирует хозяйственную операцию
«Ввод остатков НЗП»;
«Ввод остатков ГСМ на ответственном хранении»:
предназначен для ввода начальных остатков ГСМ на регистр «Хранение ГСМ» в разрезе контрагентов, т.е. на
каждого контрагента при необходимости нужно завести
отдельный документ по вводу остатков ГСМ на хранении,
если такой необходимости нет, то в качестве поставщика
можно использовать служебного контрагента «Для ввода
остатков». Документы этого вида создаются, хранятся и
редактируются в журнале «Взаиморасчеты». В табличной
части этого документа могут фигурировать только ГСМ.
Изменены документы:
«Ввод остатков товаров»: добавлена возможность вводить этим документом остатки по отчету перед комитентом за проданные товары, которые перед этим были приняты на реализацию;
«Ввод остатков ГСМ»: добавлена возможность вводить
этим документом остатки по отчету перед комитентом за
проданные ГСМ, которые перед этим были приняты на реализацию;
«Акт на слив ГСМ»: изменена форма электронного документа, добавлена печатная форма «12НП» и реквизиты
для ее заполнения;
«Приходная накладная ГСМ на хранение»: добавлена
печатная форма «МХ-1»;
«Сменный отчет АЗС»: добавлена закладка для ввода
информации о типах, количестве и сумме оприходованных
40
талонов ГСМ; соответственно дополнена печатная форма
сменного отчета.
Добавлены печатные формы:
ТОРГ-12 — для расходных накладных, для накладных
возврата;
ТОРГ-13 — для актов перемещения;
ТОРГ-16 — для актов списания;
МБ-8 — для актов списания;
АО-1 — для авансовых отчетов.
Отражение акцизов по ГСМ реализовано для документов, связанных с оптовым оборотом подакцизного ГСМ,
таких как:
Приходная накладная ГСМ;
Приходная накладная ГСМ по Актам;
Расходная накладная ГСМ;
Разнарядка по ГСМ (выкуп топлива);
Возврат поставщику ГСМ;
Возврат покупателя ГСМ;
Счет-фактура.
Механизм отражения акцизов в документах по ГСМ работает следующим образом:
В зависимости от значения константы «Признак выделения акциза в накладных по ГСМ» в табличных частях
перечисленных выше документов появляются три дополнительных колонки: «Цена акциза», «Сумма акциза», «НДС
акциза» — цифры в этих колонках рассчитываются автоматически в зависимости от текущей ставки акциза, текущей ставки НДС и массы ГСМ. На печать эти цифры не выводятся.
Документы могут быть выписаны в ценах, включающих
акциз, при этом сам акциз не выделяется, и в ценах без
акциза, при этом акциз может выделяться отдельной
строкой. Такой выделенный акциз может быть рассчитан и
подставлен автоматически через один из пунктов меню,
которое появляется по нажатию кнопки «Действия».
Для счета-фактуры можно также выделить акциз в отдельную строку, когда цены приведены с его учетом
(один из пунктов меню, которое появляется по нажатию
кнопки «Действия»), при этом табличная часть будет пересчитана, но общая сумма будет сохранена.
Журналы
Нет существенных изменений.
Перечисления
Нет существенных изменений.
Отчеты
«Активы и пассивы» — добавлен флажок, позволяющий
отключить детализацию складских запасов до элементов
41
номенклатуры (вместо этого детализация производится до
видов номенклатуры).
Обработки
Добавлена обработка:
«Свертка базы» — выполняет свертку базы данных.
Применяется для удаления из базы электронных документов за прошлый период и автоматического ввода начальных остатков.
Изменена обработка:
«Настройка параметров учета» — на одном из шагов
обработки стала доступна для настройки константа «Признак выделения акциза в накладных по ГСМ».
Компании, использующие ПП «1С-Рарус: АЗК + Нефтебаза»
Бавлы-Нефтепродукт. Автоматизация торговли нефтепродуктами
ЛУКОЙЛ-Калининграднефтепродукт. Автоматизация сбытовой сети
Нефте-газовая компания "Интеройл". Автоматизация
учета
Петрол. Автоматизация топливной компании
Петролсервис. Автоматизация сети АЗС
Спецтехнология. Автоматизация оптовой и розничной
торговли ГСМ
Тольяттинефтепродуктсервис. Автоматизация сети АЗС
ТЭК Единство. Автоматизация нефтебазы
ЭнергоОйлСервис. Автоматизация сети АЗС
Часто задаваемые вопросы по типовому решению «1СРарус: АЗК + Нефтебаза 1.0»
Что такое учетные подразделения?
Конфигурация «1С-Рарус: АЗК + Нефтебаза» лицензируется не по количеству пользователей, как программные
продукты компании «1С», а по количеству подразделений,
по которым необходимо вести учет остатков и оборотов
ГСМ. Проще говоря, это количество складов в справочнике «Места Хранения» с признаком «Склад ГСМ».
Рассмотрим несколько примеров:
Компания владеет сетью АЗС в количестве восьми
штук, в этом случае необходимо приобрести продукт на
10 подразделений (так как кратность может быть равна
только 5).
Если у компании есть 4 АЗС и нефтебаза, по которой
они не хотят вести порезервуарный учет, а только сум42
мовой, в этом случае покупается продукт на 5 подразделений (4+1).
Если же у компании имеется 4 АЗС и нефтебаза, на
которой есть 4 нефтехранилища, по которым необходимо
вести учет оборотов и остатков, то в этом случае покупается продукт на 10 подразделений(4+4).
Какова стоимость продукта, если у клиента 13 АЗС?
Поскольку кратность лицензий на продукт «АЗК + Нефтебаза» может быть только 5, клиенту необходимо приобрести продукт на 15 подразделений. Стоимость которого
будет равна 2460 у.е.
Что такое «1С-Рарус: АЗК + Нефтебаза, комплект для
удаленного офиса»?
Если компания имеет распределенную структуру (подразделения компании удалены территориально друг от
друга) и необходимо использование программного продукта «1С: Предприятие 7.7. Управление распределенными
информационными базами», в этом случае в дополнение к
стандартной версии нашего продукта «1С-Рарус: АЗК +
Нефтебаза» необходимо использовать продукт, который
называется «1С-Рарус: АЗК + Нефтебаза, комплект для
удаленного офиса».
«1С-Рарус: АЗК + Нефтебаза, комплект для удаленного
офиса» используется вместе с «1С: Предприятие 7.7.
Управление распределенными информационными базами».
Ключ прошивается на такое же количество подразделений,
что и основная коробка. Стоимость продукта не зависит
от количества подразделений и составляет 250 у.е. Ключ
для удаленного офиса работает ТОЛЬКО С ПЕРИФЕРИЙНОЙ
базой УРИБ. При запуске программы с этим ключом в любом другом режиме будет выдаваться сообщение об ошибке.
Пример: У компании имеется 9 АЗС и есть оптовый
склад нефтепродуктов. Помимо офиса необходимо, чтобы
первичные документы выписывались не только в центральном офисе, но и на складе. В этом случае необходимо
приобрести:
две коробки ПП «1С Предприятие 7.7. Оперативный
учет»;
«1С: Предприятие 7.7. Управление распределенными
информационными базами»;
«1С-Рарус: АЗК + Нефтебаза» на 10 подразделений;
«1С-Рарус: АЗК + Нефтебаза, комплект для удаленного
офиса».
Как осуществлена связь конфигурации «1С-Рарус: АЗК
+ Нефтебаза» с АСУ топливными колонками и, в частности, с «С-Бенч». Какие данные загружаются, атоматиче43
ски? Требует ли «С-Бенч» какой то специальной настройки?
Наша программа поставляется в комплекте со встроенной процедурой синхронизации и обмена информацией с
АСУ фирмы «С-Бенч». Обмен осуществляется через файлы
обмена, которые генерирует АСУ (обычно при закрытии
смены на АЗС). На начальном этапе осуществляется синхронизация перечней (справочников) по кодам:
номенклатура;
контрагенты и договоры;
основания налива;
подразделения (номера АЗС).
В дальнейшем процедура загрузки, пользуясь этими
кодами, просматривает файлы, созданные АСУ, и загружает информацию из них в создаваемые документы «1С». В
нашу программу загружаются данные о продажах топлива
за смену, о продажах прочих товаров за смену.
«С-Бенч» не требует специальной настройки, формат
файлов обмена должен быть dbf или txt, эта возможность
в «С-Бенч» добавлена уже давно. В случае возникновения
проблем (новый формат данных, неполные данные при загрузке и т.п.) мы поможем поправить процедуру загрузки.
Таким образом, стандартная схема обмена данными с
нашей программой такова:
на предприятии функционируют следующие программы;
на АЗС - только программы, управляющие наливом
(фронт-офис);
в офисе - наша учетная программа;
на начальном этапе синхронизируются по кодам данные
о:
номенклатуре (ГСМ и прочие товары);
контрагентах;
подразделениях (номерах АЗС и хранилищ);
основаниях налива топлива (наличные, карты, ведомости, талоны и т.п.);
дополнительно о номерах ТРК, резервуаров АЗС, персонале (необязательно);
далее АСУ, установленная на АЗС, при закрытии смены
создает набор файлов с результатами работы за эту смену; эти файлы передаются в офис (сеть, модем, дискеты)
и данные из них загружаются в нашу учетную программу.
Можно загружать не каждый день, а, например, раз в неделю. По результатам работы АЗС за смену в нашей программе создается один электронный документ «Сменный
отчет», в котором фигурируют данные о:
продажах ГСМ в разрезе оснований налива;
44
счетчиках ТРК;
состоянии резервуаров АЗС;
поставках топлива за смену;
оприходованных за смену талонах;
в дальнейшем данные из этих документов анализируются.
На Вашем сайте размещен демо-ролик к конфигурации.
Насколько актуальна представленная в нем информация?
Ролик был подготовлен до выхода последних релизов,
значительно расширивших функционал программы. В ближайшее время будет размещен новый ролик.
На заправках клиента установлено программное обеспечение:
"Комплексная система управления движением НП. Программа автоматизированного отпуска НП на АЗС". Фирма
"Пирс", г. Москва;
"ПТК АЗС". Фирма "АвтоматикаПлюс", г. Пенза.
Эти программы не входят в перечень программ, совместимых с вашим решением по переносу данных. В связи
с этим, через какие файлы осуществляется перенос данных и какова их структура?
Наша программа лишь использует данные, которые формируются в программах управлением отпуска топлива на
АЗС. В настоящее время мы поставляем модули обмена с
программами управления наливом на АЗС (а этих программ
очень много, и формат данных у них разный) по запросам
клиентов и готовы либо сами создавать такие модули,
либо помогать специалистам заказчика. Единственное условие, чтобы фирма-поставщик программы управления наливом дала нам описание на свои файлы, которые формируются при закрытии смены или описание протокола доступа к этим данным. Пока случаев отказа не было. С
фирмой из Пензы у нас есть партнерские отношения, с
фирмой из Москвы, надеюсь, договоримся. Несмотря на
кажущуюся сложность, это один из простых участков программы, он доступен для модификации, логичен и понятен
для заказчика.
Теоретически, от заправок передаются данные сменного отчета. Достаточно ли этих данных для осуществления
оперативного учета или необходимо вводить все первичные документы по движению ГСМ? То есть, первичные документы формируются на основании полученных данных
сменного отчета автоматически или вводятся дополнительно?
От заправки нужен только сменный отчет, остальные
первичные документы (приходные накладные, перемещения,
списания и т.п.) формируются в нашей программе.
45
При отпуске ГСМ по безналичному расчету, клиенты
получают счет-фактуры один раз в месяц, некоторые один раз в 10 дней и т.д. Реализована ли эта возможность?
Да, реализована.
Как реализована работа с комиссионным товаром? В
какой последовательности списывается "свой" товар, а в
какой комиссионный?
Реализована в полной мере обычным образом, через
типы договоров поставки. Товар списывается в общем порядке по ФИФО/ЛИФО без разделения на свой/принятый.
В силу разных причин сменные отчеты, получаемые от
АЗС, в офисе исправляются. Есть ли возможность полученные данные исправлять в форме сменного отчета, а не
каждый первичный документ отдельно?
После загрузки можно править что угодно, если у
пользователя есть соответствующие права.
Есть ли возможность вводить данные сменного отчета
вручную (не через первичные документы)?
Такая возможность имеется.
В вашем решении предусмотрена возможность передавать данные в 1С:Бухгалтерию. Существует ли возможность переноса данных в комплексную конфигурацию?
За время эксплуатации программы выяснилось, что обмен данными с 1С:Бухгалтерия - это наиболее проблемный
ее участок. Встроенный обмен, который был написан при
разработке программы, с возможностью переноса всех документов (по типу переноса, например, из типовой 1С:
Торговли в 1С: Бухгалтерию) очень сложен и труден для
модификации и требует хорошего специалиста у заказчика, выстроенной регламентированной методики использования и т.п. Кроме того, как правило, все клиенты используют очень разные схемы отражения товародвижений в
учете, часто очень сложные.
Поэтому в настоящее время мы рекомендуем следующий
сценарий: после внедрения программы (или на этапе внедрения) составляется схема обмена данными между двумя
учетными программами по требованию заказчика. Потом на
ее основе создаются две процедуры (внешних обработки),
которые этот обмен реализуют. Трудоемкость такого подхода на порядок меньше попыток настроить типовой обмен
данными через XML. А куда загружать данные - в 1С:
Бухгалтерию или в комплексную конфигурацию - при этом
уже не важно.
Типичная схема: в бухгалтерии первично ведутся безналичные платежи (а также ОС, НМА, косвенные доходы/расходы и т.п.). В программе "АЗК+Нефтебаза" пер46
вично ведутся платежи (кроме б/н), взаиморасчеты, основная деятельность, связанная с движением нефтепродуктов, товаров, услуг и т.п. Из бухгалтерии в нашу
программу перегружаются выписки, от нас в бухгалтерию
- все остальное, но без подробностей, например оборот
по дням или по месяцам.
Справочники, которые при этом надо синхронизировать:
контрагенты (по ИНН);
договоры (по номеру договора);
номенклатура или виды номенклатуры (по кодам);
подразделения / места хранения (по кодам);
фирмы (по ИНН);
кассы (по кодам);
расчетные счета (по номерам).
Далее в нашей программе ведется управленческий учет
по основной деятельности - остатки, взаиморасчеты, денежные средства и т.д., а в бухгалтерии - финансовая
отчетность.
Возможна ли поддержка в Вашей системе нескольких
цен. Имеется в виду: есть несколько АЗС, на которых
установлены разные цены (вследствие территориальной
распределенности). В главном офисе хочется видеть цены
по каждой АЗС.
Да, такая возможность имеется, мало того у нас есть
возможность даже по одной АЗС в рамках одного сменного
отчета ввести разные цены, а также есть возможность
построения отчета по продажам в разрезе изменяемых
цен.
Описание программного пакета «1С-Рарус: CRM Управление продажами 1.0»
Типовое решение «1С-Рарус:CRM Управление продажами»
предназначено для автоматизации процессов взаимоотношений с клиентами. Типовое решение помогает организовать эффективную работу отделов продаж, маркетинга,
сервисного обслуживания на всех этапах взаимодействия
с клиентами. Внедрение программы будет полезно организациям сферы торговли, услуг и другим, количество клиентов которых исчисляется сотнями.
Ключевое преимущество «1С-Рарус:CRM Управление продажами» — тесная интеграция с финансовыми учетными
программами на платформе «1С:Предприятие». Это позволяет максимально эффективно использовать всю информацию о клиенте, создать единое информационное пространство для работы с клиентами, расширить функциональность уже работающих в организации программ.
47
Типовое решение «1С-Рарус:CRM Управление продажами»
может быть встроено в любую типовую или оригинальную
конфигурацию программы «1С:Предприятие», использующую
компоненту «Оперативный учет». Типовое решение легко
встраивается в типовую конфигурацию «1С:Торговля и
склад» и конфигурации созданные с помощью изменения
типовой программы «1С:Торговля и склад».
В комплект поставки «1С-Рарус:CRM Управление продажами» входит типовая конфигурация «1С:Торговля и
склад» со встроенными функциями «1С-Рарус:CRM Управление продажами». Кроме того, в документацию включена
инструкция по встраиванию типового решения в конфигурации программы «1С:Предприятие».
Основные возможности «1С-Рарус:CRM Управление продажами»
Управление клиентской базой, подробная характеристика о каждом клиенте;
Управление контактами с клиентами, учет истории
контактов с клиентами, регистрация потребности клиентов, оперативная передача информации между отделами;
Управление событиями (действиями), создание регламента работы с клиентами и шаблонов типовых действий;
Планирование и контроль действий, система напоминаний и выдачи заданий;
Управление продажами, создание технологии продажи
различных групп товаров, управление стадиями и этапами
продажи, создание стандартных шаблонов действий;
Интеграция с финансовыми и учетными программами позволяет создать единое информационное пространство по
работе с клиентами;
Многофакторный анализ продаж, ABC-анализ продаж,
анализ клиентской базы и состояния работы с клиентами,
результатов деятельности сотрудников, эффективности
рекламы;
Защита информации, настройка для пользователей прав
доступа к информации;
Удобный интерфейс просмотра информации по клиентам
и действиям пользователей «Профиль контрагента», «Профиль куратора», «Календарь куратора»;
Облегчение выполнения рутинных операций, интеграция
с электронной почтой.
Внедрение «1С-Рарус:CRM Управление
зволит организации:
увеличить объем продаж,
улучшить обслуживание клиентов,
продажами»
по-
48
повысить качество информации о клиенте и лояльность
клиентов,
повысить эффективность маркетинговых действий.
Программный продукт «1С-Рарус:CRM Управление продажами» не является самостоятельной программой и предназначен для использования с компонентой «Оперативный
учет» системы программ «1С:Предприятие». «1С-Рарус:CRM
Управление продажами» является защищенным и имеет
фрагменты программного кода, закрытые для изменения
пользователем.
1С-Рарус:CRM
Содержание:
Что такое CRM?
Комплекс услуг «1С-Рарус:CRM».
Ключевые преимущества «1С-Рарус:CRM».
Возможности «1С-Рарус:CRM»:
Ведение единой базы данных клиентов,
Взаимодействие между отделами компании,
Управление продажами,
Управление маркетингом,
Облегчение выполнения рутинных операций,
Защита информации.
Результаты внедрения CRM-Систем.
Что такое CRM?
Термин
CRM
расшифровывается
как
Customer
Relationship Management — Управление Взаимоотношениями
с Клиентами.
CRM — это интеграция людей, процессов и технологий
для извлечения максимальной пользы от взаимоотношений
с каждым клиентом.
CRM — может быть полезен:
Если у Вас несколько сотен клиентов,
Если Вы хотите знать:
историю контактов с клиентами,
историю покупок ваших клиентов,
состояние взаиморасчетов с клиентом,
Ваших самых прибыльных клиентов,
эффективность Вашей рекламы,
Если Вы хотите:
повысить качество обслуживания клиентов,
увеличить число успешных сделок,
построить эффективную систему продаж.
Когда у организации несколько сотен клиентов, обойтись без программного обеспечения практически невозможно.
49
CRM-Система — это программное обеспечение, которое
помогает компании учитывать, хранить и анализировать
всю необходимую информацию по взаимоотношениям с каждым клиентом.
Комплекс услуг «1С-Рарус:CRM»
Компания «1C-Рарус» предлагает комплекс услуг —
«1С-Рарус:CRM».
«1С-Рарус:CRM» — это комплексные услуги по внедрению CRM-Системы на платформе 1С:Предприятие.
«1С-Рарус:CRM» включает:
программное обеспечение — «1С-Рарус:CRM Управление
продажами»,
технологию внедрения CRM.
Комплекс услуг «1С-Рарус:CRM» — помогает организовать эффективную работу отделов Продаж, Маркетинга,
Сервисного обслуживания на всех этапах взаимодействия
с клиентами. «1С-Рарус:CRM» будет полезен организациям
сферы торговли, услуг и другим, количество клиентов
которых исчисляется сотнями.
«1С-Рарус:CRM» реализует тесную интеграцию CRMСистемы
с
учетными
программами
на
платформе
«1С:Предприятие».
Тесная интеграция с «1С:Предприятие» позволяет:
эффективно использовать всю информацию о клиенте,
создать единое информационное пространство для работы с клиентами,
расширить функциональность уже работающих в организации программ.
Ключевые преимущества «1C-Рарус:CRM»
Использование платформы «1C:Предприятие».
Полная интеграция CRM-Системы с учетными программами на платформе «1C:Предприятие».
Использование типового решения «1С-Рарус:CRM Управление продажами» и методики внедрения, позволяет снизить стоимость внедрения CRM-Системы.
Полный комплекс услуг по внедрению CRM: оптимизация
бизнес-процессов, внедрение CRM-Системы, обучение сотрудников, сопровождение и поддержка CRM-Системы.
Возможности «1C-Рарус:CRM»
Ведение единой базы данных клиентов:
Подробная характеристика о каждом клиенте: контактная информация, дополнительные характеристики, потребности клиента, история контактов, покупок, взаиморасчетов.
50
Быстрый и удобный доступ к информации о клиенте.
Вся информация содержится в одном месте, что позволяет
оперативно получить необходимые сведения о клиенте.
Взаимодействие между отделами компании:
Ведение истории контактов клиентов со всеми сотрудниками и отделами компании.
Оперативная передача информации о клиенте между отделами. Позволяет своевременно реагировать на потребности клиента, снизить время обслуживания обязательств
перед клиентами, разрешать существующие или потенциальные проблемы клиентов намного быстрее.
Управление продажами:
Создание эффективной системы управления продажами.
«1С-Рарус:CRM» позволяет: организовать регламент работы с клиентом; разделить процесс продажи на этапы,
действия; контролировать сроки и результаты выполнения
сделок; прогнозировать объем продаж, результаты и эффективность сделок; выявлять проблемные этапы; повысить количество эффективных сделок, сократить цикл
продажи.
Интеграция с финансовыми, учетными системами. Позволяет создать единое информационное пространство по
работе с клиентами; формировать Счета, Расходные накладные, Акты; контролировать платежи и взаиморасчеты
с клиентом; проводить совместный анализ финансовой и
CRM информации.
Планирование и контроль действий сотрудников. Система помогает сотруднику планировать и контролировать
свою работу с клиентами, назначать задания для других
сотрудников.
Мотивация сотрудников. Создание эффективной системы
мотивации сотрудников. Анализ результатов деятельности
каждого сотрудника.
Передача «Эстафеты продаж». Предложение клиентам
товаров и услуг разных отделов, передача потребности
клиента между отделами.
Осуществление повторных продаж. Помогает выполнять
повторные продажи существующим клиентам компании.
Управление маркетингом:
Сегментирование клиентов, анализ клиентской базы.
Разработка точных и эффективных предложений для конкретного сегмент клиентов.
Оценка эффективности рекламных и маркетинговых кампаний. Позволяет эффективно расходовать рекламный бюджет, повысить отдачу от рекламы.
51
Исследование конкурентной среды. Позволяет накапливать информацию о конкурентах и их товарах. Помогает
создать эффективную конкурентную политику.
Планирование и организация рекламных и маркетинговых кампаний.
Облегчение выполнения рутинных операций:
Создание и использование шаблонов контрактов и шаблонов действий для выполнения типовых операций.
Интеграция с электронной почтой, управление рассылкой и получением электронных писем.
Удобный интерфейс просмотра информации по клиентам
и действиям пользователей "Профиль контрагента", "Профиль куратора", "Календарь куратора".
Защита информации:
Разграничение прав доступа пользователей к информации в программе. Позволяет избежать потерю информации
о клиентах.
Предотвращение потери клиентской базы. При увольнении менеджера вся информация по его клиентам остается
в базе данных и может быть передана другому сотруднику.
Результаты внедрения CRM-Систем
Увеличение объема продаж
У продавцов появляется больше времени на работу с
клиентом за счет повышения эффективности информации о
клиенте, повышения эффективности работы продавцов.
Увеличение числа успешных сделок
Потому что сотрудники могут оценивать, какие клиенты более перспективны, и не терять время на неэффективные переговоры.
Снижение общих издержек по продажам
За счет того, что CRM позволяет более эффективно
организовать процесс работы отделов Продаж, Маркетинга
и Сервисного обслуживания, информацию легко получить,
и она всегда помогает в работе.
Рост качества обслуживания клиентов
За счет быстрого и качественного предоставления необходимой клиенту информации, улучшения сервиса и точности и оперативности работы.
Увеличение ценности сделок
Потому что количество и размер скидок снижается за
счет возможности использовать другие преимущества товара, услуг.
Часто задаваемые вопросы по типовому решению «1СРарус: CRM Управление продажами 1.0»
52
Что такое дополнительные лицензии?
Что такое комплект для удаленного офиса?
Как осуществлена связь «1C-Рарус:CRM Управление
продажами»
с
программами
на
платформе
«1C:Предприятие»?
Что такое дополнительные лицензии?
Типовое решение «1C-Рарус:CRM Управление продажами»
лицензируется по количеству пользователей программы
использующих функции CRM-Системы. Программа поставляется в виде базового комплекта на 5 лицензий и дополнительных лицензий на 5 и на 1 пользователя. Дополнительные лицензии увеличивают количество пользователей
работающих с базовым комплектом. Дополнительные лицензии можно использовать только в месте с базовым комплектом. Один базовый комплект и дополнительные лицензии к нему можно использовать только в одной локальной
сети.
Стоимость продукта складывается из стоимости базового комплекта и стоимость дополнительных лицензий.
Что такое комплект для удаленного офиса?
«1C-Рарус:CRM Управление продажами (комплект для
удаленного офиса 1 лицензия)» предназначен для автоматизации удаленного рабочего места в компаниях имеющих
распределенную структуру - подразделения компании удалены территориально друг от друга, или есть "мобильные" менеджеры, работающие вне офиса. При этом для обмена информацией с удаленными подразделениями используется компонента «1C:Предприятие 7.7 Управление распределенными информационными базами» (УРИБ).
Компонента УРИБ предназначена для синхронизации
данных между удаленными базами с целью получения единой базы данных. Схема обмена данными включает одну
"Центральную базу" и необходимое количество "Периферийных баз".
Ограничения при использовании «Комплекта для удаленного офиса»:
используется только совместно с базовым комплектом
программы «1С-Рарус:CRM Управление продажами» и компонентой УРИБ,
работает только с "Периферийной базой" компоненты
УРИБ,
Использование «Комплекта для удаленного офиса» без
соблюдения перечисленных ограничений невозможно.
Как осуществлена связь «1C-Рарус:CRM Управление
продажами»
с
программами
на
платформе
«1C:Предприятие»?
53
Типовое решение «1С-Рарус:CRM Управление продажами»
может быть встроено в любую типовую или оригинальную
конфигурацию программы «1С:Предприятие», использующую
компоненту «Оперативный учет».
В результате типовое решение образует единое целое
с оригинальной конфигурацией и обеспечивает совместную
работу блока CRM с финансовыми учетными блоками оригинальной конфигурацией.
Встраивание происходит путем объединения объектов
метаданных оригинальной конфигурации с объектам метаданных «1С-Рарус:CRM Управление продажами».
Типовое решение легко встраивается в типовую конфигурацию «1С:Торговля и склад» и конфигурации созданные
с помощью изменения типовой программы «1С:Торговля и
склад».
В комплект поставки «1С-Рарус:CRM Управление продажами» входит типовая конфигурация «1С:Торговля и
склад» со встроенными функциями «1С-Рарус:CRM Управление продажами». Кроме того, в документацию включена
инструкция по встраиванию типового решения в конфигурации программы «1С:Предприятие».
ЭКСПЛУАТАЦИЯ
Правила технической эксплуатации автозаправочных
станций. Руководящий документ РД 153-39.2-080-01
(принят и введен в действие приказом Минэнерго РФ
от 1 августа 2001 г. N 229)
Введен в действие с 1 ноября 2001 г.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Область применения
Общие положения
Информация и документация АЗС
Территория
Резервуары
Топливо- и маслораздаточные колонки
Технологические трубопроводы
Здания и сооружения
54
9.
ского
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
период
18.
19.
20.
21.
22.
23.
Электрооборудование,
защита
от
статичеэлектричества,
молниезащита
Водоснабжение, канализация
Особенности эксплуатации контейнерных АЗС
Особенности эксплуатации передвижных АЗС
Прием нефтепродуктов
Выдача нефтепродуктов
Хранение нефтепродуктов
Учет нефтепродуктов
Подготовка АЗС к эксплуатации в осенне-зимний
Охрана окружающей природной среды
Обращение с отходами
Метрологическое обеспечение деятельности АЗС
Контроль и сохранность качества нефтепродуктов
Охрана труда
Пожарная безопасность
1. Область применения
1.1. Настоящий РД устанавливает требования к эксплуатации автозаправочной станции (далее АЗС), ее территории, зданиям, сооружениям и оборудованию, инженерным коммуникациям, порядку приема, хранения, выдачи и
учета нефтепродуктов, метрологическому обеспечению,
экологической и пожарной безопасности, охране труда,
обслуживающему персоналу и его профессиональной подготовке.
1.2. Положения и требования настоящего РД распространяются на действующие, строящиеся и реконструируемые АЗС, которые осуществляют обеспечение нефтепродуктами владельцев транспортных средств, водителей специального автотранспорта и автотранспорта специального
назначения, а также для удовлетворения собственных
нужд организаций и индивидуальных предпринимателей.
1.3. Требования РД обязательны для применения на
всей территории России для организаций всех форм собственности независимо от ведомственной принадлежности
и индивидуальных предпринимателей (в дальнейшем - организации), осуществляющих деятельность по эксплуатации АЗС.
2. Общие положения
чи
2.1. АЗС предназначены для приема, хранения и выдаавтомобильного топлива, масел, смазок, запасных
55
частей
и
специальных
жидкостей
для
транспортных
средств и их обслуживанию, а также оказанию услуг владельцам и пассажирам транспортных средств.
2.2. Место расположения АЗС определяется в порядке,
установленном действующим законодательством.
2.3. Эксплуатируемые АЗС должны соответствовать
проектам. Проекты реконструируемых и вновь строящихся
АЗС должны соответствовать настоящим Правилам и действующей нормативной технической документации.
2.4. АЗС эксплуатируются на основании требований
настоящих Правил и нормативных документов, регламентирующих требования к средствам измерения, противопожарным мероприятиям, экологической и санитарной безопасности, охраны труда и иных документов, принятых в соответствии с законодательством Российской Федерации.
Вся вновь разрабатываемая нормативная техническая документация (далее - НТД), регламентирующая деятельность АЗС, согласовывается с Министерством энергетики
Российской Федерации. Допускается разработка и применение ведомственных технических инструкций, методик,
связанных с эксплуатацией АЗС, не противоречащих действующим нормативным документам и техническим требованиям настоящих Правил.
2.5. Наличие зданий, сооружений, помещений для оказания сервисных услуг на территории АЗС должно быть
отражено в проекте автозаправочной станции. При оказании сервисных услуг должны выполняться требования соответствующих нормативных технических документов.
2.6. Режим работы АЗС определяется организацией,
осуществляющей деятельность по эксплуатации АЗС.
2.7. В соответствии с действующим законодательством
предоставление услуг, продажа сопутствующих товаров,
отпуск и заправка нефтепродуктами за наличный и по
безналичному расчетам, в том числе по талонам, заправочным ведомостям, по пластиковым картам осуществляются с использованием контрольно-кассовых машин, допущенных к применению на территории Российской Федерации
и внесенных в Государственный реестр контрольнокассовых машин.
Управление процессом отпуска с топливо-раздаточных
колонок осуществляется контрольно-кассовой машиной через контроллер управления ТРК или компьютерно-кассовой
системой (в состав которой входят компьютер и фискальный регистратор) через контроллер управления ТРК.
2.8. Все работники и специалисты АЗС, связанные с
организацией, руководством и проведением работ непосредственно на рабочих местах, проходят обучение и
56
проверку знаний по охране труда руководителей и специалистов, а также медицинский осмотр и все виды инструктажа в соответствии с действующим законодательством.
2.9. Доставка нефтепродуктов на АЗС в соответствии
с проектом может осуществляться автомобильным, железнодорожным, трубопроводным или водным транспортом.
2.10. Нерасфасованные нефтепродукты отпускаются в
баки автотранспортных средств и тару потребителей исключительно через топливо- и маслораздаточные колонки.
2.11. Руководитель АЗС является ответственным за
техническую эксплуатацию АЗС и имеет специальное образование не ниже средне-технического.
2.12. Здания, сооружения, технологическое и энергетическое оборудование, а также вспомогательные устройства и оборудование АЗС эксплуатируются в соответствии
с разработанной на них проектно-эксплуатационной документацией.
2.13. Обслуживание и ремонт технологического оборудования АЗС проводится в соответствии с инструкциями
заводов-изготовителей и системой технического обслуживания и ремонта. Обо всех видах выполненного обслуживания и ремонта в паспортах (формулярах) оборудования
и журнале учета ремонта оборудования делаются соответствующие записи.
2.14. Эксплуатация оборудования не может осуществляться при обнаружении в процессе технической проверки, монтажа или эксплуатации несоответствия требованиям нормативных и эксплутационных документов.
2.15. АЗС оборудуется устойчивой телефонной или радиосвязью. Для обеспечения общения дежурного персонала
с потребителями в пределах территории АЗС оборудуется
громкоговорящей связью.
2.16. АЗС укомплектовывается материалами и средствами для ликвидации возможных аварийных ситуаций в соответствии с утвержденным планом ликвидации аварий.
2.17. Обслуживание и ремонт технологического оборудования АЗС проводится организациями или специалистами, имеющими право на обслуживание данного вида оборудования.
Работники, допускаемые к работе на электротехнических установках, с электрическим инструментом, а также
с машинами и механизмами с электроприводом, должны
иметь квалификационную группу по электробезопасности в
соответствии с действующими требованиями.
2.18. Контроль и надзор за соблюдением настоящих
Правил технической эксплуатации АЗС осуществляют ре57
гиональные госнефтеинспекции Министерства энергетики
Российской Федерации в соответствии с действующим законодательством.
3. Информация и документация АЗС
3.1. При осуществлении контроля и надзора проверяется наличие на АЗС следующей информации:
а) организационно-правовая форма и форма собственности организации;
б) наименование организации (ФИО индивидуального
предпринимателя);
в) номер (при наличии) или наименование данной АЗС;
г) место нахождения (адрес) и контактный телефон
организации;
д) перечень реализуемой продукции с указанием розничных цен и оказываемых услуг, включая услуги по заправке автотранспортных средств работниками АЗС. Розничные цены и стоимость оказываемых услуг утверждаются
руководителем организации;
е) режим или особые условия работы;
ж) фамилии, имена, отчества работающих операторов
или смен операторов;
з) ответственные за пожарную безопасность, охрану
труда;
и) указатели организации движения автотранспорта по
территории АЗС;
к) информация об особенностях работы с отдельными
типами ТРК, МРК;
л) информация об обязанностях водителей при заправке автотранспорта и правилах поведения при нахождении
на территории АЗС;
м) порядок очередности при обслуживании автотранспорта.
3.2. При осуществлении контроля и надзора на АЗС,
предназначенных исключительно для заправки транспортных средств, принадлежащих владельцу АЗС, не осуществляющих розничную торговлю нефтепродуктами, проверяется
наличие информации, предусмотренной пунктами "з", "и",
"л".
3.3. Допускается нанесение фирменных знаков, символов, логотипов на зданиях, сооружениях, конструкциях
АЗС, установка флагштоков с фирменными вымпелами, флагами организации. Нанесенные фирменные знаки, символы
и т.д., установленные флагштоки с вымпелами, флагами
не должны нарушать условий безопасности эксплуатации
АЗС.
58
Вся информация должна быть хорошо различима и читаема. Информация выполняется на русском языке. По усмотрению руководства АЗС информация может быть выполнена дополнительно на языках национального или межгосударственного общения.
3.4. При осуществлении контроля и надзора проверяется наличие на АЗС следующей документации:
а) документ о регистрации в качестве юридического
лица или индивидуального предпринимателя;
б) лицензия на осуществление данного вида деятельности или заверенная копия;
в) паспорт АЗС с технологической и электрической
схемами (Приложение 1), схемами молниезащиты и заземления;
г) настоящие Правила технической эксплуатации АЗС;
д) паспорта на резервуары (Приложение 2);
е) формуляры (паспорта), руководства по эксплуатации на топливо- и маслораздаточные колонки, журналы
учета работы ТРК (МРК) (Приложение 3);
ж) градуировочные таблицы на резервуары;
з) план и порядок действий персонала АЗС при возникновении и ликвидации возможных аварийных и чрезвычайных ситуаций, согласованный с компетентными организациями в установленном порядке;
и) инструкции по:
- охране труда работников АЗС при выполнении всех
технологических операций, при выполнении работ по обслуживанию и ремонту технического и технологического
оборудования;
- пожарной безопасности;
- по эксплуатации очистных сооружений;
к) паспорта технического и технологического оборудования (кроме вышеуказанного в пп."д", "е"): систем
вентиляции и кондиционирования воздуха, водоснабжения,
отопления, электродвигателей, насосов и т.д.;
л) инструкции работников АЗС по исполнению функциональных обязанностей;
м) журнал учета поступления нефтепродуктов (Приложение 5);
н) журнал учета ремонта технического и технологического оборудования (Приложение 6);
о) сменный отчет (в соответствии с действующей документацией);
п) график поверки на все средства измерения (СИ) и
свидетельства или иные документы, подтверждающие факт
выполнения поверки СИ;
р) книга жалоб и предложений;
59
с) утвержденный прейскурант цен на товары и услуги;
т) паспорта (сертификаты) качества на товары;
у) документация о выполнении всех видов проверок и
испытаний электрического оборудования АЗС;
ф) приказы руководства организации о назначении
лиц, ответственных за эксплуатацию АЗС, эксплуатацию
электрооборудования, метрологическое обеспечение;
х) документы о регистрации контрольно-кассовых машин в налоговых органах.
По решению владельца АЗС допускается ведение на АЗС
дополнительной
документации
по
учету
товарноматериальных ценностей и эксплуатации АЗС.
Вся документация на АЗС ведется на русском языке.
4. Территория
4.1. Территория АЗС должна соответствовать согласованному в установленном порядке проекту.
4.2. Место расположения автозаправочной станции
обозначается дорожным знаком "АЗС".
4.3. Проезжая часть территории АЗС должна иметь
твердое покрытие и быть в исправном состоянии, обеспечивать свободный подъезд автотранспорта к каждой топливо-раздаточной колонке, сливным устройствам, пожарным водоемам, местам выгрузки тарных грузов.
4.4. Территория АЗС оборудуется канализационной
системой, обеспечивающей отвод и сбор загрязненных
нефтепродуктами ливневых и талых вод с поверхности
проезжей части, локализацию разливов при сливе и отпуске нефтепродуктов.
4.5. На территории АЗС выделяются и оборудуются
места сбора материалов, использованных при устранении
последствий разлива нефтепродуктов, а также выделяются
места для установки мусоросборников.
4.6. В зимнее время проходы и проезды на территории
АЗС регулярно очищаются от снега и льда.
4.7. При производстве ремонтных работ на территории
АЗС котлованы, ямы, траншеи, должны быть надежно ограждены. По окончании ремонтных работ покрытие территории должно быть восстановлено.
4.8. При выполнении ремонтных работ на территории
АЗС в котлованах, ямах, траншеях осуществляется контроль за состоянием воздушной среды в них.
В случае обнаружения паров нефтепродуктов, работы
необходимо прекратить до полной дегазации котлована и
анализа состояния воздушной среды в нем.
60
4.9. В случае ограждения территории АЗС ограждающие
конструкции должны быть продуваемые и выполнены из негорючих материалов.
4.10. Не допускается озеленение территории АЗС деревьями хвойных пород, деревьями, кустарниками и травами, выделяющими волокнистые вещества или опушенные
семена. На территории АЗС должно быть обеспечено постоянное скашивание и удаление высохшей травы, вырубка
поросли деревьев и кустарников, сбор и удаление опавшей листвы.
4.11. Территория АЗС в темное время суток должна
иметь среднюю горизонтальную освещенность в соответствии со строительными нормами и правилами.
4.12. Выполнение любого рода ремонтных работ транспортных средств на территории АЗС запрещается, если
это не предусмотрено проектом.
4.13. На территории АЗС устройство подземных помещений, подпольных пространств под зданиями и сооружениями, а также подземных сооружений (туннели, каналы и
т.п.) запрещается. Приямки для ТРК, кабельные колодцы,
технологические колодцы должны быть засыпаны негорючим
материалом.
4.14. Стоянка транспортных средств на территории
АЗС запрещена, кроме парковок и стоянок, определенных
проектом.
5. Резервуары
5.1. Эксплуатация и ремонт резервуаров, предназначенных для приема и хранения нефтепродуктов, осуществляется в соответствии с действующими правилами технической эксплуатации металлических резервуаров и инструкциями по их ремонту и настоящими Правилами.
5.2. На каждый резервуар ведется технический паспорт установленного образа. Все графы паспорта подлежат обязательному заполнению (Приложение 2).
5.3. На каждую секцию многосекционного резервуара
распространяются требования, как на отдельный резервуар.
5.4. Резервуар оснащается оборудованием, в полном
соответствии с проектом и должен находиться в исправном состоянии. Эксплуатация неисправного резервуара
или с неисправным оборудованием запрещена.
5.5. Резервуар должен иметь обозначение с указанием
порядкового номера, марки хранимого нефтепродукта,
максимальной высоты наполнения и базовой высоты (высотного трафарета). Базовая высота ежегодно измеряется
61
в летний период, и после выполнения ремонтов резервуаров результат измерений оформляется актом, который утверждается руководителем организации-владельца АЗС, и
прикладывается к градуировочной таблице резервуара. В
случае превышения расхождений замеренных значений базовой высоты относительно определенных во время предыдущего измерения более чем на 0,5% для всех типов горизонтальных резервуаров и более чем на 0,2% для вертикальных и прямоугольных резервуаров - резервуар выводится из эксплуатации и подлежит обследованию для
выявления причин расхождения. При изменении геометрических форм резервуара либо изменении угла наклона от
горизонтальной плоскости резервуар подлежит внеочередной поверке с составлением новой градуировочной таблицы. В случае выявления сквозной коррозии стенки либо
днища, резервуар выводится из эксплуатации для производства ремонтных работ.
5.6. Резервуары, применяемые на АЗС, подлежат первичной поверке при выпуске из производства и периодической поверке не более чем через 5 лет на месте эксплуатации (в соответствии с ГОСТами на данные резервуары).
5.7. На резервуар составляется градуировочная таблица. Градуировка резервуаров производится организациями, аттестованными для этих целей в установленном
порядке. Утверждение таблиц производится руководителями организаций, которым принадлежит АЗС. Градуировка
производится по окончании строительно-монтажных работ
и гидравлических испытаний.
Действие градуировочных таблиц не более 5 лет.
5.8. Гидравлические испытания резервуаров (вновь
введенных, реконструируемых, после ремонта), проводятся путем полного их заполнения водой с выдержкой в заполненном состоянии в течение 72-х часов и контролем
уровня. Допускается проведение гидравлического испытания другими инертными к возгоранию жидкостями. По результатам испытаний составляется акт в произвольной
форме и утверждается техническим руководителем.
5.9. Периодическая градуировка проводится по окончании срока действия градуировочных таблиц, после ремонта и зачистки резервуаров, после периодической поверки вместимости.
5.10. В целях исключения разлива нефтепродуктов
вследствие переполнения резервуара максимальный объем
заполнения не должен превышать 95% его вместимости.
Для этой цели на сливной трубопровод должен устанавли62
ваться отсечной клапан, отрегулированный на 95% заполнения.
5.11. Резервуары подвергаются периодическим зачисткам в соответствии с требованиями государственных
стандартов:
- не реже одного раза в год - для масел с присадками;
- не реже одного раза в два года - для остальных
масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив.
Резервуары зачищаются также при ремонтах, при выполнении работ по поверке или калибровке, выполняемой
объемным методом, при смене марок хранимых нефтепродуктов и по мере необходимости.
5.12. При выполнении работ по зачистке резервуаров
выполняются следующие операции и оформляются следующие
документы:
- производителем работ готовится план производства
работ, согласовывается с технической службой, службой
по охране труда, службой по пожарной безопасности и
утверждается руководителем организации;
- подготавливается бригада, и распределяются обязанности в соответствии с инструкцией по зачистке резервуарных емкостей;
- подготавливаются спецодежда, спецобувь, индивидуальные средства защиты, спецприспособления, технические средства, обтирочные материалы, контейнеры для
обтирочных материалов, емкости для сбора остатков нефтепродуктов, первичные средства пожаротушения и т.д.;
- ответственным руководителем производства зачистных работ проводится инструктаж работников, производящих эти работы, с отметкой и подписями каждого работника в журнале инструктажа;
- перед выдачей наряда-допуска составляется акт готовности резервуара к зачистным работам;
- оформляется наряд-допуск на производство работ
ответственным руководителем производства работ по зачистке резервуара;
- перед началом производства работ ответственный
исполнитель работ по зачистке резервуара после осмотра
места работ делает дополнительный инструктаж;
- после выполнения работ по зачистке резервуара составляется акт на выполненную зачистку резервуара
(Приложение 4).
В акте о зачистке резервуара указывается объем извлеченных и подлежащих вывозу и утилизации пирофорных
отложений, ила и т.д. Порядок хранения актов по зачистке резервуаров определяется руководством организа63
ции, исходя из местных условий с учетом необходимости
их представления по требованию представителей контрольных и надзорных органов.
После зачистки резервуара в паспорте резервуара делается отметка с указанием даты зачистки.
5.13. Место и порядок утилизации продуктов зачистки
согласовывается в установленном порядке.
5.14. Техническое обслуживание и ремонт резервуаров
осуществляются по графику, утвержденному руководителем
(техническим руководителем) организации.
5.15. Оборудование резервуаров подвергается профилактическим осмотрам:
- дыхательные клапаны периодически осматриваются в
соответствии с инструкцией завода-изготовителя, но не
реже двух раз в месяц в теплое время года и не реже
одного раза в десять дней при отрицательной температуре окружающего воздуха; в зимний период необходимо
также регулярно очищать их от инея и льда, не допуская
уменьшения зазора между тарелкой и стенкой корпуса
клапана;
- ежесменно (ежедневно) производится осмотр ответственными работниками АЗС сливного оборудования, технологических колодцев резервуаров с целью выявления
разгерметизации соединений, восстановления окраски,
очистки от мусора.
Результаты ремонтов и устраненные неисправности отмечаются в журнале учета ремонта оборудования и паспортах резервуаров.
5.16. Дыхательные клапаны подлежат проверкам на
срабатывание. Периодичность проверок - два раза в год,
через 6 месяцев. Время выполнения проверок выбирается
таким образом, чтобы обеспечить их выполнение в летний
и зимний периоды года. Технические требования по срабатыванию дыхательных клапанов - в соответствии с документацией завода-изготовителя. Запрещается работа по
выдаче топлива при снятом дыхательном клапане.
5.17. Резервуар должен быть герметично закрыт. Сообщение с атмосферой должно осуществляться только через дыхательный клапан. Проверки герметичности газового пространства резервуаров должны совмещаться с проверками срабатывания дыхательной арматуры.
5.18. Замерный патрубок резервуара устанавливается
строго вертикально.
5.19. Сливной трубопровод устанавливается нижним
срезом не выше 100 мм от нижней точки резервуара и
имеет срез (скос) под углом 30-45°, направленный в
сторону ближайшего днища (стенки резервуара).
64
6. Топливо- и маслораздаточные колонки
6.1. Топливораздаточные колонки (ТРК) предназначены
для измерения объема и выдачи топлива при заправке
транспортных средств и в тару потребителя. Класс точности ТРК должен быть не более 0,25. Маслораздаточные
колонки (МРК) предназначены для измерения объема и выдачи масел в тару потребителя. Класс точности МРК должен быть не более 0,5.
6.2. ТРК и МРК отечественного и импортного производства должны иметь сертификат об утверждении типа
средств измерений и номер Государственного реестра
средств измерений. Сведения о сертификате и номере
Госреестра указываются производителем в формуляре
(паспорте) колонки.
6.3. ТРК являются средством измерения и подлежат
обязательной государственной поверке: первичной - при
выпуске из производства или ремонта и периодической.
Поверка ТРК проводится в установленном порядке.
6.4. При положительных результатах государственной
поверки пломбы с оттиском государственного поверителя
навешивают в местах в соответствии со схемой пломбирования, приведенной в эксплуатационной документации завода-изготовителя.
6.5. При ремонте или регулировке ТРК или МРК со
снятием пломб государственным поверителем, в журнале
учета ремонта оборудования делается запись даты, времени и показаний суммарного счетчика в момент снятия
пломб и по завершении ремонта и регулировки погрешности ТРК и составляется акт учета нефтепродуктов при
выполнении ремонтных работ на ТРК (МРК) (Приложение
10).
6.6. При периодической поверке ТРК или поверке после ремонта непосредственно на АЗС, топливо из мерника
сливается только в те резервуары, с которыми работает
ТРК.
6.7. После завершения ремонта и регулировки ТРК или
МРК со снятием пломб осуществляется вызов государственного поверителя. О дате, времени вызова государственного поверителя в журнале учета ремонта оборудования делается соответствующая отметка с указанием фамилии лица, принявшего заявку о вызове.
6.8. В целях предотвращения разливов и проливов на
АЗС должны использоваться ТРК, оснащенные раздаточным
краном с автоматическим прекращением выдачи топлива
при полном заполнении бака транспортного средства.
65
6.9. На ТРК и МРК наносятся: порядковый номер колонок (либо сторон колонок), марка выдаваемого нефтепродукта. В необходимых случаях на ТРК, МРК должна быть
нанесена или иным способом присутствовать информация
об особых условиях работы устройства или заправки автотранспорта. На ТРК, предназначенных для отпуска этилированного бензина, должна быть нанесена надпись:
"Бензин этилированный. Ядовито".
6.10. Техническое обслуживание, ремонт, поверку
ТРК, МРК необходимо фиксировать в журнале учета ремонта оборудования (Приложение 6). В формулярах и паспортах ТРК и МРК делаются отметки о количестве отпущенного топлива с начала эксплуатации, ремонте и замене узлов и агрегатов.
6.11. В случае технической неисправности, отсутствия нефтепродукта или в иных случаях невозможности работы ТРК (МРК) на ней вывешивается табличка с надписью
"Ремонт", "Техническое обслуживание" или иным содержанием, информирующем о ее нерабочем состоянии. Запрещается закручивать раздаточный шланг вокруг корпуса неисправной ТРК (МРК). На неработающих ТРК и МРК допускается осуществлением механической блокировки, исключающей извлечение раздаточного крана из "гнезда" на
корпусе.
6.12. Не допускается эксплуатация ТРК и МРК:
- с погрешностью, превышающей установленную в описании типа данного средства измерений;
- при отсутствии или с нарушенными пломбами госповерителя;
- при наличии подтекания топлива из-за негерметичности агрегатов, узлов и соединений;
- с техническими неисправностями или отступлениями
от правил технической эксплуатации, определенных заводом-изготовителем, и настоящих Правил;
- с нарушениями конструкции колонки, описанной в
эксплутационной документации.
7. Технологические трубопроводы
7.1. Технологические трубопроводы АЗС для нефтепродуктов и их паров должны удовлетворять следующим требованиям:
- выполняться из металла либо из материалов, имеющих соответствующий сертификат на использование для
транспортировки нефтепродуктов;
- соединение фланцев должно осуществляться по принципу "шип-паз";
66
- соединения трубопроводов должны обеспечивать их
надежность в условиях длительной эксплуатации.
7.2. Соединения подземных трубопроводов выполняются
сваркой, за исключением мест присоединения фланцевой
или муфтовой арматуры и фланцевых заглушек. Фланцевая
или муфтовая арматура, фланцевые заглушки располагаются в колодцах, которые должны быть засыпаны песком.
7.3. Подземные трубопроводы для топлива и его паров
следует располагать на глубине не менее 0,4 м в заглубленных лотках или в металлических кожухах, исключающих проникновение топлива (при возможных утечках)
за их пределы. Лотки следует заполнять негорючим материалом, металлические кожухи с обеих сторон должны
герметично заделываться.
7.4. Допускается использование для нескольких ТРК
одного, общего трубопровода подачи нефтепродуктов из
одного резервуара (для напорных ТРК) или нескольких
трубопроводов из разных резервуаров к одной ТРК, при
условии наличия на таких трубопроводах запорной арматуры перед каждой ТРК и каждым резервуаром.
7.5. Все фланцевые соединения трубопроводов, арматуры и оборудования должны быть плотно соединены через
прокладки из материалов, устойчивых к воздействию нефтепродуктов и окружающей среды.
7.6. Подземные участки трубопроводов должны быть
подвергнуты антикоррозионной защите в соответствии с
требованиями государственных стандартов, наземные участки должны быть окрашены.
7.7. Сливные устройства должны обеспечивать герметичность соединения трубопроводов АЗС со сливными рукавами автоцистерн.
7.8. На АЗС находится схема технологических трубопроводов с обозначением запорной арматуры и другого
оборудования.
7.9. Технологические трубопроводы (наземная часть),
арматура и устройства ежесменно (ежедневно) осматриваются ответственным лицом, с целью выявления утечек топлива. Нарушения герметичности следует немедленно устранять в соответствии с производственными инструкциями. Запрещается эксплуатация разгерметизированных трубопроводов.
7.10. В состав работ по техническому обслуживанию
трубопроводов входят:
- внешний осмотр наружных трубопроводов и соединений;
- проверка крепления трубопроводов в технологических шахтах;
67
- очистка арматуры и окраска ее;
- внесение записей в эксплуатационную документацию;
- проверка состояния уплотнительных прокладок в соединительных устройствах;
- очистка и продувка огнепреградителей.
7.11. При техническом обслуживании запорной арматуры контролируется отсутствие утечки топлива через
сальниковые уплотнения, состояние соединительных фланцев и прокладок, наличие полного комплекта болтов, гаек и шпилек, целостность маховиков и надежность крепления. В случае тяжелого хода шпинделя запорной арматуры и потери герметичности сальникового уплотнения,
набивка должна заменяться или уплотняться при соблюдении мер безопасности. Неисправная и негерметичная арматура подлежит внеочередному ремонту или замене.
7.12. Один раз в год паровоздушные трубопроводы
технологической системы должны продуваться воздухом, с
целью очистки от осадков внутренней поверхности трубопровода.
7.13. Не реже одного раза в пять лет технологические трубопроводы подвергают испытаниям на герметичность. Эту операцию рекомендуется совмещать с зачисткой резервуаров.
7.14. Трубопровод, не выдержавший испытаний на герметичность, подлежит замене.
7.15. После монтажа или после ремонта технологический трубопровод должен быть испытан на герметичность
и прочность.
8. Здания и сооружения
8.1. Здания и сооружения на территории АЗС размещаются в строгом соответствии с проектом, утвержденным и
согласованным в установленном порядке.
8.2. Все виды ремонтно-строительных работ зданий и
сооружений выполняются в строгом соответствии с графиком планово-предупредительных ремонтов (ППР), составленным на основании местных условий эксплуатации.
8.3. За осадкой фундаментов зданий, сооружений и
оборудования в первые два года их эксплуатации (после
ввода в эксплуатацию) устанавливается тщательное наблюдение путем осмотра и измерений не реже одного раза
в три месяца. При наблюдении за осадкой фундамента в
последующие годы разрешается в каждом конкретном случае устанавливать график осмотра, но не реже 1 раза в
год. Для измерений осадки зданий и сооружений на тер68
ритории вновь построенных АЗС должен быть установлен
репер.
8.4. При обнаружении трещин и разрушений фундаментов производится обследование их специальной лабораторией, по рекомендациям которой принимаются меры по
устранению причин их образующих.
8.5. Металлические конструкции необходимо осматривать не реже одного раза в год, а железобетонные - не
реже двух раз в год. При обнаружении повреждений и неисправностей в конструкциях зданий и сооружений проводится обследование специализированными организациями.
По результатам обследования принимаются меры по дальнейшему использованию конструкций.
8.6. Для предохранения от коррозии металлические
конструкции зданий и сооружений необходимо периодически окрашивать защитными грунтами, красками или лаками
(наружные - не реже одного раза в год, а находящиеся
внутри помещения - не реже одного раза в 3-5 лет).
8.7. Кровли зданий и сооружений АЗС периодически
осматриваются и содержатся в исправном состоянии и
своевременно очищаются ото льда и снега.
8.8. На АЗС ведется журнал осмотра и ремонта зданий
и сооружений (Приложение 7), в который необходимо записывать: даты и результаты осмотров с описанием всех
замеченных повреждений, выполненные ремонтные работы,
с указанием дат начала и окончания ремонта, его характера и объема, результаты измерений осадки фундаментов, данные о трещинах и их местонахождении.
8.9. Здания АЗС оборудуются отоплением в соответствии с проектом.
8.10. Спецодежда хранится в подвешенном виде в установленных для этой цели шкафах, изготовленных из негорючих материалов. Не допускается складывать спецодежду, промасленную ветошь, горючие материалы на нагревательные приборы и трубопроводы отопления, а также
сушить одежду на нагревательных приборах.
8.11. Вентиляционные установки производственных помещений АЗС поддерживаются в исправном техническом состоянии. Эффективность работы вентиляционных установок
принудительного действия ежегодно проверяется специализированными организациями с выдачей отчетов и заключений и отметкой в паспорте на вентиляционную установку.
9. Электрооборудование, защита
от статического электричества, молниезащита
69
9.1. Электроустановки и электрооборудование АЗС, а
также их монтаж и эксплуатация осуществляются в соответствии с установленными требованиям.
9.2. На АЗС организуется техническое обслуживание и
планово-предупредительные ремонты электрооборудования
в соответствии с требованиями нормативной документации.
9.3. На АЗС находится электрическая схема электроснабжения с указанием: установленной мощности всех потребителей электроэнергии (электродвигатели, светильники, нагревательные электроприборы и др.), марки и
тока расцепителя пускорегулирующей аппаратуры (пускатели, пусковые кнопки, выключатели и др.), протяженности электросетей (кабели, провода), марок и сечения,
способов прокладки, исполнительная схема проложенных
подземных электросетей.
9.4. Переключатели, автоматические выключатели силовой и осветительной сети должны иметь четкие надписи
с указанием наименования отключаемого аппарата. При
применении на АЗС одновременно основных и автономных
источников электрического питания должно быть предусмотрено блокирующее устройство при подключении электрических потребителей к ним, исключающее встречный
ток.
9.5. Кабели должны быть проложены на расстоянии не
менее одного метра от трубопроводов с горючими жидкостями. Прокладка кабелей над и под технологическими
трубопроводами для нефтепродуктов в вертикальной плоскости не допускается.
9.6. Поверхности металлических оболочек кабелей с
бронированной или свинцовой оболочкой, изоляционных
трубок, стальных труб электропроводки окрашиваются или
покрываются лаком. Цвет их окраски должен отличаться
от цвета окраски помещения.
9.7. При выполнении ремонтных или отдельных технологических операций для обеспечения питания электроэнергией используемого оборудования допускается временное применение кабелей и проводов в двойной резиновой изоляции с обязательным обеспечением исключения их
механических повреждений и воздействия на резиновую
изоляцию нефтепродуктов и их паров.
9.8. Запрещается использование оболочек бронированных кабелей для заземления и зануления.
9.9. Во взрывоопасных зонах АЗС должно применяться
электрооборудование - электродвигатели, светильники,
нагревательные электроприборы, пускорегулирующая аппаратуры и т.д. во взрывозащищенном исполнении. Взрыво70
защищенное оборудование и материалы, не имеющие знаков
взрывозащиты, во взрывоопасных зонах к эксплуатации не
допускаются.
9.10. На силовых и распределительных щитах, на всех
выключателях наносятся надписи с наименованием включаемых устройств.
9.11. На всех предохранителях наносится значение
тока плавкой вставки. Применение некалиброванных плавких вставок во всех видах предохранителей запрещается.
9.12. Управление сетью наружного освещения АЗС осуществляется централизованно из здания АЗС.
9.13. Установку и очистку светильников сети электрического освещения, смену перегоревших ламп и плавких калиброванных вставок, ремонт и осмотр сети электрического освещения должен выполнять только подготовленный персонал.
9.14. Все металлические части электрических устройств и оборудования должны быть надежно занулены
(для сетей с глухозаземленной нейтралью) или заземлены
(для сетей с изолированной нейтралью). Применение в
сетях с глухозаземленной нейтралью заземления корпусов
электроприемников без их зануления не допускается.
9.15. Присоединение заземляющих и нулевых проводников к заземлителям, заземляющему контуру и к заземляющим конструкциям выполняется сваркой, а к корпусам
электрооборудования - сваркой или надежным болтовым
соединением.
9.16. Каждая часть электроустановки, подлежащая заземлению или занулению, должна быть присоединена к сети заземления или зануления с помощью отдельного проводника.
Последовательное включение в заземляющий или нулевой защитный проводник заземляемых или зануляемых частей электроустановки запрещается.
9.17. Не допускается использовать в качестве заземлителей и заземляющей проводки технологические трубопроводы.
9.18. Сопротивление заземляющего устройства в любое
время года в электроустановках с глухозаземленной нейтралью должно быть не более 8 Ом при линейном напряжении трехфазного тока 220 В (380 В напряжение между фазами) и 4 Ом при 220 В однофазного тока. Сопротивление
заземляющего устройства, используемого для заземления
в электроустановках с изолированной нейтралью, должно
быть не более 4 Ом.
9.19. Здания и сооружения АЗС должны быть защищены
от прямых ударов молнии, электростатической, электро71
магнитной индукции, заноса высоких потенциалов в соответствии с установленными требованиями.
9.20. Металлические корпуса наземных резервуаров,
контейнеров и блоков хранения топлива оборудуются молниеотводами, установленными на защищаемом объекте или
отдельно стоящими в соответствии с расчетами.
9.21. Пространство над газоотводными трубами должно
быть защищено от прямых ударов молнии. Защите подлежат
также дыхательные клапаны и пространство над ними.
9.22. В качестве заземлителей молниезащиты допускается использовать все заземлители электроустановок.
9.23. Соединение молниеприемников с токоотводами, а
также заземлителей между собой и с токоотводами должно
быть сварным. Для проверки величины сопротивления заземлителей следует предусматривать на токоотводах возможность болтового подсоединения измерительных приборов. Наземная часть токоотводов, кроме контактных поверхностей, окрашивается в черный цвет.
9.24. Проверка состояния устройств молниезащиты,
включая измерения сопротивлений, проводится один раз в
год перед началом грозового сезона при сухой погоде.
Проверяется состояние наземных элементов молниезащиты
(молниеприемников, токоотводов), обращая особое внимание на состояние токоведущих элементов; при уменьшении
их сечения вследствие коррозии, надломов или оплавлений больше чем на 30% необходимо произвести их замену
или ремонт дефектных мест.
9.25. Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного для защиты от статического электричества,
допускается не выше 100 Ом.
9.26. Все металлические и электропроводные неметаллические части технологического оборудования заземляются, независимо от применения других мер защиты от
статического электричества.
9.27. Металлическое и электропроводное неметаллическое оборудование, трубопроводы должны представлять
собой на всем протяжении непрерывную электрическую
цепь, которая в пределах АЗС должна быть присоединена
к контуру заземления не менее чем в двух точках.
9.28. Все электрическое оборудование АЗС периодически подвергается испытаниям. Устанавливаются следующие
виды и периодичность испытаний:
- проверка сопротивления изоляции кабельных линий,
электрической проводки, машин, узлов и аппаратов электрических цепей - не реже 1-го раза в год;
72
- проверка состояния контуров заземления, устройств
молниезащиты и защиты от статического электричества не реже 1-го раза в год;
- проверка срабатывания защиты в цепях с глухозаземленной нейтралью от токов "КЗ" - не реже 1-го раза
в 3 года.
Работы по испытаниям электрического оборудования
АЗС могут выполняться организациями, имеющими зарегистрированные в установленном порядке электрические лаборатории и соответствующие разрешения на выполнение
данных видов работ.
9.29. На АЗС должен быть общий контур заземления
для электрооборудования, защиты от статического электричества, прямых ударов и вторичных проявлений молний. Сопротивление растеканию тока заземлителей не
должно быть более 10 Ом.
10. Водоснабжение, канализация
10.1. Технические условия присоединения к городским
сетям водопровода, канализации и водостока согласовываются с организациями, эксплуатирующие эти сети.
10.2. Системы водоснабжения АЗС обеспечиваются водой надлежащего качества в необходимом количестве на
производственную, бытовую и противопожарную потребности.
При обеспечении водой нужд АЗС из артезианской
скважины, использование ее согласовывается в установленном порядке.
10.3. АЗС оборудуется производственно-ливневой канализацией для сбора производственных и дождевых стоков.
Ливневые канализационные сети, колодцы поддерживаются в исправном состоянии (быть чистыми, заливание их
выходов не допускается). Наблюдение за работой канализационной сети осуществляется путем проведения наружного и технического (внутреннего) осмотра трассы и сооружений (смотровых и дожде приемных колодцев, с гидравлическими затворами и хлопушками). Наружный осмотр
проводится не реже одного раза в месяц. Внутренний
(технический) осмотр проводится по графику два раза в
год (как правило, весной и осенью).
10.4. Не допускается сброс в сети канализации сточных вод, образующихся при зачистке резервуаров.
10.5. Очистные сооружения эксплуатируются в соответствии с требованиями действующей нормативной документации.
73
11. Особенности эксплуатации контейнерных АЗС
11.1. Устройство автозаправочных станций, в которых
технологическое
оборудование,
предназначенное
для
приема, хранения и выдачи нефтепродуктов, смонтировано
в заводских условиях в отдельные функциональные блоки
или единый блок (далее - КАЗС), должно соответствовать
требованиям действующей нормативной технической документации и настоящим Правилам.
11.2. КАЗС изготавливаются в заводских условиях, в
строгом соответствии с технической документацией, согласованной и утвержденной в установленном порядке.
11.3. Проекты привязки КАЗС на местности согласовываются в порядке, действующем для размещения АЗС.
11.4. При эксплуатации КАЗС необходимо руководствоваться эксплуатационной документацией, настоящими Правилами и другой действующей нормативной документацией.
11.5. Все металлические нетоковедущие части, которые могут оказаться под напряжением, заземляются в соответствии с Правилами устройства электроустановок.
11.6. КАЗС устанавливаются на площадках, имеющих
твердое негорючее покрытие, стойкое к воздействию нефтепродуктов и их паров.
11.7. Слив топлива из автоцистерны через замерный
люк строго запрещается.
11.8. ТРК (МРК) располагаются с учетом обеспечения
свободного доступа для их технического обслуживания,
управления и обзора информации отсчетного устройства с
расстояния до 4 м при освещенности площадки в соответствии с действующими нормами.
11.9. Перед началом работы КАЗС (при некруглосуточной работе) необходимо:
- открыть двери и закрепить их в фиксаторах контейнера хранения нефтепродуктов;
- подготовить к применению противопожарный инвентарь и средства пожаротушения;
- произвести визуальную проверку герметичности соединений трубопроводов и ТРК, в случае обнаружения течи нефтепродукта устранить неполадки или в обязательном порядке проинформировать работника, ответственного
за эксплуатацию АЗС, для принятия мер. Эксплуатация
КАЗС с течью нефтепродуктов запрещается;
- визуально убедиться в исправности заземления корпуса блока хранения нефтепродуктов и находящегося
внутри него оборудования;
74
- визуально убедиться в отсутствии внутри и вокруг
блока хранения нефтепродуктов посторонних предметов,
сухой травы, бумаг, промасленных тряпок и пр.;
- включить электропитание электрооборудования в
операторном блоке.
11.10. Запрещается прием нефтепродуктов из автоцистерн при неплотном соединении вентилей и трубопроводов, при подтеках.
11.11. При некруглосуточном режиме работы КАЗС, по
окончании рабочего времени необходимо отключать электропитание всей АЗС.
11.12. На ведомственных КАЗС, осуществляющих заправку только автотранспортных средств, принадлежащих
организации, по талонам или раздаточным ведомостям,
допускается использование ТРК (МРК) с местным управлением. На таких КАЗС допускается отсутствие здания
(блока, модуля, контейнера) операторной с постоянным
рабочим местом оператора. В этом случае операторы размещаются в служебных или административных помещениях
организации и имеют возможность пользоваться санитарно-бытовыми устройствами объекта, на территории которого располагается КАЗС.
11.13. Слив нефтепродуктов из автоцистерн в резервуары осуществляется только через перекачивающий насос, которым оборудуется КАЗС. Использование насоса
автоцистерн для наполнения указанных резервуаров запрещается.
12. Особенности эксплуатации передвижных АЗС
12.1. Мобильная технологическая система, установленная на автомобильном шасси, прицепе или полуприцепе
и выполненная как единое заводское изделие, предназначена для розничной торговли нефтепродуктами в местах,
согласованных в установленном порядке (далее - передвижная автозаправочная станция (ПАЗС).
12.2. При осуществлении контроля и надзора проверяется наличие на ПАЗС следующей документации:
- лицензии на осуществляемые виды деятельности или
их копии, заверенные в установленном порядке;
- паспорта и протокола поверки цистерн ПАЗС;
- свидетельства о регистрации транспортного средства;
- документа, подтверждающего поверку госповерителем
топливораздаточного агрегата (формуляр);
- инструкция водителя-оператора;
75
- инструкции по охране труда и пожарной безопасности для водителей-операторов;
- накладной на получение реализуемого нефтепродукта, оформленной в установленном порядке;
- паспорта качества и сертификата соответствия на
реализуемые нефтепродукты;
- книги жалоб и предложений;
- документов, подтверждающих регистрацию ККМ в налоговых органах.
12.3. Площадка для расположения и работы ПАЗС должна быть ровной, иметь охранную разметку, обеспечивать
возможность свободного подъезда автотранспорта для заправки, иметь покрытие, стойкое к воздействию нефтепродуктов и их паров.
На подъездах к месту нахождения ПАЗС устанавливается дорожный знак "Автозаправочная станция". Места работы ПАЗС обеспечиваются информационными щитами с указанием режима работы, номера ПАЗС, ее ведомственной
принадлежности, номенклатуры и розничных цен, а также
порядка отпуска нефтепродуктов.
12.4. Запрещается одновременное использование ПАЗС
по прямому назначению и в качестве транспортного средства для перевозки нефтепродуктов с нефтебаз, наливных
пунктов оптовым потребителям или на АЗС.
12.5. ПАЗС регистрируется в установленном порядке.
12.6. На ПАЗС наносятся несмываемой краской надписи:
"Передвижная АЗС", "Огнеопасно" и знак классификации груза.
На внутренней стороне дверки шкафа ПАЗС размещается
технологическая схема заправочного оборудования с указанием отпускаемых марок нефтепродуктов.
12.7. ПАЗС оборудуется проблесковым маячком оранжевого цвета, оснащается комплектом съемного ограждения
для исключения подъезда заправляемых транспортных
средств к ней ближе, чем на 1 м.
12.8. ПАЗС комплектуется:
- контрольно-кассовой машиной;
- специальным оборудованием и инструментом для обслуживания топливораздаточного агрегата согласно паспорту ПАЗС;
- мерником образцовым II разряда вместимостью не
менее 10 литров;
- противопожарным инвентарем и средствами пожаротушения в соответствии с действующей нормативной технической документацией;
- индивидуальной медицинской аптечкой.
76
12.9. Перед началом отпуска нефтепродуктов водителю-оператору следует:
- установить ПАЗС на площадке, обеспечив надежное
торможение автомобиля и прицепа;
- установить съемные ограждения для ограничения
подъезда транспортных средств к ПАЗС;
- надежно заземлить ПАЗС, присоединив заземляющий
проводник сначала к корпусу цистерны, а затем к заземляющему устройству;
- привести в готовность противопожарный инвентарь и
средства пожаротушения;
- установить предупреждающие знаки и информационный
щит;
- открыть дверки шкафа топливораздаточного агрегата, установить их на защелки, протереть пол шкафа;
- убедиться в герметичности оборудования ПАЗС, трубопроводов и топливораздаточного агрегата; выявленные
подтекания устранить;
- подключить электропитание к внешней электросети
или привести в рабочее состояние бензоэлектрический
агрегат;
- проверить погрешность работы колонки образцовым
мерником.
12.10. Во время отпуска нефтепродуктов водительоператор ПАЗС обеспечивает сам и требует от водителей
заправляемых автотранспортных средств выполнения правил при заправке.
12.11. В начале и середине рабочей смены водительоператор проверяет погрешность работы колонки образцовым мерником. По результатам 2-х проверок определяется
усредненное значение погрешности, которое и принимается для расчета фактического объема отпущенного нефтепродукта, при составлении сменного отчета.
12.12. ПАЗС подаются под налив нефтепродуктов на
нефтебазу или наливной пункт без остатка нефтепродуктов в цистерне. Наполняют цистерну топливом "по планку". Количество нефтепродуктов, принятых ПАЗС, определяют по полной вместимости цистерны, указанной в паспорте ПАЗС или по показаниям счетчика наливного пункта.
12.13. Допускается слив нереализованных за смену
остатков нефтепродуктов из ПАЗС в резервуары стационарной АЗС через специальные сливные устройства. Слив
осуществляется через ТРК ПАЗС, с оформлением приемосдаточного акта и последующим его утверждением руководителем, давшим согласие и разрешение на слив и соответствующим отражением в сменных отчетах ПАЗС и АЗС.
77
12.14. При работе ПАЗС должны выполняться все требования охраны труда и пожарной безопасности на АЗС.
12.15. Сопротивление заземляющего устройства, к которому подключается ПАЗС, не должно превышать 10 Ом.
При отсутствии стационарного заземляющего устройства,
допускается подключение ПАЗС к временному, съемному
вертикальному заземлителю, заглубленному (вбитому) в
грунт не менее чем на 0,5-0,6 м. Съемный заземлитель
должен обеспечивать возможность резьбового соединения
его с заземляющим проводником. Цепи, заземляющие автоцистерны и прицепы цистерны, должны иметь надежный
контакт в месте крепления и всегда касаться земли.
12.16. Все электрические соединения должны быть
тщательно закреплены, изолированы и исключать возможность искрения.
12.17. Питание ПАЗС от внешней электросети или бензоэлектрического агрегата осуществляется через отключающее устройство в соответствии с требованиями правил
устройства электроустановок.
12.18. Во время движения ПАЗС двери шкафа топливораздаточного агрегата должны быть плотно и надежно закрыты. Крышка горловины цистерны должна обеспечивать
надежную герметичность. Состояние запоров крышки горловины должно исключать самопроизвольное ее открытие.
12.19. Не допускается обледенение поверхности цистерны ПАЗС, поручней рабочих площадок, которое может
привести к травмам обслуживающего персонала.
12.20. Запрещается оставлять ПАЗС в рабочем положении без водителя-оператора.
12.21. Запрещается эксплуатировать ПАЗС:
- при отсутствии одной из необходимых лицензий;
- при неисправном автомобиле или прицепе;
- с неустановленным заземлением и без заземляющей
цепи;
- при неисправном технологическом оборудовании;
- в случае превышения погрешности отпуска топливораздаточного агрегата.
12.22. Пребывание заполненной нефтепродуктом ПАЗС
на территории нефтебазы допускается только в пределах
времени, необходимого для выполнения технологических
операций, связанных с оформлением документов и выездом. Заблаговременное заполнение ПАЗС не допускается.
13. Прием нефтепродуктов
13.1. Нефтепродукты могут поступать на АЗС всеми
видами
транспорта:
автомобильным,
железнодорожным,
78
трубопроводным, водным. Возможна комбинация видов поставок нефтепродуктов (суда - трубопровод - АЗС, ж.д.
цистерны - трубопровод - АЗС). Технологическая схема
приема нефтепродуктов на АЗС должна быть отражена в
проекте АЗС.
13.2. Автоцистерны после их заполнения нефтепродуктом на нефтебазе (складе топлива и т.д.) в обязательном порядке подлежат пломбированию ответственным лицом
грузоотправителя. Схема пломбировки должна соответствовать технической документации на автоцистерну. После
заполнения пломбируются:
- горловина (горловины);
- сливной вентиль (сливная задвижка).
В случае оборудования автоцистерны насосом пломбируется вентиль (задвижка), находящаяся между емкостью
и насосом. Установленные пломбы должны полностью исключать возможность открытия люка, вращения или открытия сливного вентиля (задвижки), снятия маховика со
штока сливной задвижки. Пломбы должны иметь четкий, не
нарушенный оттиск пломбира организации - грузоотправителя.
13.3. Автоцистерны оборудуются:
- противопожарным инвентарем и средствами пожаротушения в соответствии с действующими нормами;
- сливными рукавами из маслобензостойких материалов, не имеющими расслоений, трещин и т.д.;
- сливные рукава с наконечниками из искронеобразующих материалов, обеспечивающими герметичное соединение
с приемными устройствами трубопроводов.
13.4. Автоцистерны поверяются в установленном порядке, имеют свидетельства о поверке (паспорта). Доставка нефтепродуктов в неповеренных или с просроченной
поверкой автоцистернах не допускается.
13.5. Прием нефтепродуктов в резервуары АЗС из автоцистерны проводится не менее чем двумя работниками.
13.6. При подготовке к сливу нефтепродуктов оператор:
- организует установку автоцистерны на площадку для
слива;
- открывает задвижку для приема нефтепродукта в резервуар аварийного пролива;
- закрывает задвижку на трубопроводе отвода дождевых вод в очистные сооружения с площадки для автоцистерны;
- обеспечивает место слива нефтепродуктов первичными средствами пожаротушения;
79
- принимает меры к предотвращению разлива нефтепродуктов, локализации возможных последствий случайных
или аварийных разливов нефтепродуктов (наличие сорбента, песка и др.);
- присоединяет автоцистерну (прицеп) к заземляющему
устройству (либо каждое в отдельности);
- убеждается в том, что двигатель автоцистерны выключен;
- проверяет время следования автоцистерны от нефтебазы и делает отметку о времени прибытия на АЗС;
- проверяет сохранность и соответствие пломб на
горловине и сливном вентиле (сливной задвижке);
- проверяет уровень заполнения автоцистерны (прицепа) "по планку". С использованием водочувствительной
ленты или пасты убеждается в отсутствии воды, отбирает
пробу, измеряет температуру нефтепродукта в ней;
- убеждается в соответствии данных, указанных в товарно-транспортной накладной и полученных при измерении в резервуаре АЗС. В случае превышения времени следования автоцистерны до АЗС и изменения температуры
продукта, производит пересчет массы с учетом фактических данных объема и плотности. При обнаружении недостачи в автоцистерне решение по ее сливу или отказу от
слива принимается руководителем организации-владельца
АЗС в соответствии с установленным порядком и заключенным договором на поставку топлива. О выявленной недостаче делается отметка во всех экземплярах товарнотранспортной накладной либо составляется акт;
- убеждается в исправности технологического оборудования и трубопроводов;
- убеждается в исправности технологического оборудования автоцистерны (сливные устройства, сливные рукава, заземление);
- убеждается в исправности резервуара, правильности
включения запорной арматуры, соответствии полученного
нефтепродукта продукту, находящемуся в резервуаре, в
который он будет слит, исправности устройства для предотвращения переливов;
- прекращает заправку автотранспорта через ТРК,
связанную с заполняемым резервуаром, до окончания слива в него нефтепродукта из автоцистерны;
- измеряет уровень и определяет объем нефтепродукта
в резервуаре;
- подсоединяет рукава автоцистерны к сливному устройству;
80
- принимает меры для исключения возможности движения автотранспорта на расстоянии ближе 3-х метров от
места слива нефтепродукта в резервуары.
13.7. В ходе и по завершении слива нефтепродуктов в
резервуары АЗС необходимо:
- снять пломбы с горловины и сливного вентиля;
- открыть горловину настолько, чтобы был обеспечен
доступ атмосферного воздуха в пространство над нефтепродуктом;
- начало слива, характеризующееся заполнением сливных рукавов и приемных трубопроводов, выполнять при
малом расходе, с постепенным его увеличением по мере
заполнения трубопроводов;
- выполнить слив нефтепродуктов из автоцистерны;
- обеспечить постоянный контроль за ходом слива
нефтепродукта и уровнем его в резервуаре, не допуская
переполнения или разлива;
- по завершении слива оператор лично убеждается в
том, что нефтепродукт из автоцистерны и сливных рукавов слит полностью;
- отсоединить сливные рукава;
- после отстоя и успокоения нефтепродукта в резервуаре (не менее чем через 20 мин.) произвести замер
уровня и определить объем фактически принятого продукта по градуировочной таблице;
- внести в журнал поступления нефтепродуктов, в
сменный отчет и товарно-транспортную накладную данные
о фактически принятом количестве нефтепродукта;
- при отсутствии расхождения между фактически принятым количеством (в тоннах) нефтепродукта и количеством (в тоннах), указанным в товарно-транспортной накладной, расписаться в накладной, один экземпляр которой остается на АЗС, а три экземпляра возвращаются водителю, доставившему нефтепродукты. При выявлении несоответствия
поступивших
нефтепродуктов
товарнотранспортной накладной, составить акт на недостачу в
трех экземплярах, из которых первый приложить к сменному отчету, второй - вручить водителю, доставившему
нефтепродукты, а третий остается на АЗС. О недостаче
нефтепродукта делается соответствующая отметка на всех
экземплярах товарно-транспортной накладной.
13.8. Запрещается производить прием нефтепродуктов
в следующих случаях:
- при неисправности технического и технологического
оборудования АЗС;
- при неисправности сливного устройства автоцистерны;
81
- при неисправности заземляющего устройства автоцистерны;
- при отсутствии товарно-транспортных документов
либо их неправильном оформлении;
- во время грозы;
- при наличии в нефтепродукте воды и любого рода
примесей;
- при несоответствии или отсутствии документов,
подтверждающих качество нефтепродуктов;
- при выявлении недостачи нефтепродукта в автоцистерне до согласования с руководством АЗС и составления
соответствующего акта.
13.9. Возможность приема нефтепродуктов в случае
выявления недостачи, вызванной нарушением времени следования автоцистерны до АЗС, неполным наполнением или
иными причинами, определяется руководством организации-владельца или руководством АЗС.
13.10. Прием нефтепродукта в резервуары АЗС по трубопроводу осуществляется в присутствии комиссии, состоящей из материально ответственных работников нефтебазы (трубопровода, склада топлива, судна) и АЗС. Количество нефтепродукта, принятого по трубопроводу, определяется на основании результатов замеров уровня,
температуры и плотности в резервуарах АЗС до и после
приема. Возможен учет принятого нефтепродукта с использованием сертифицированных и поверенных узлов учета. По завершении приема нефтепродукта на трубопроводе
перекрываются и пломбируются задвижки в соответствии с
порядком, определенным сторонами или договором на поставку нефтепродуктов. Порядок выполнения операций и
требования при приеме нефтепродуктов от наливных судов
определены действующими правилами технической эксплуатации нефтебаз и составляется акт (Приложение 8).
13.11. Порядок выполнения операций и требования при
приеме нефтепродуктов железнодорожным транспортом определен правилами технической эксплуатации нефтебаз.
13.12. На принятый по трубопроводу нефтепродукт составляется акт в двух экземплярах, который подписывается членами комиссии. Один экземпляр акта представляется в бухгалтерию организации-поставщика, второй остается на АЗС и прилагается к сменному отчету.
13.13. Количество принятого в резервуары АЗС нефтепродукта фиксируется в журнале учета поступивших нефтепродуктов (Приложение 5) и в сменном отчете.
13.14. Нефтепродукты, расфасованные в мелкую тару,
транспортируются в упаковке, исключающей разлив нефтепродуктов, порчу тары и этикеток.
82
13.15. При приеме нефтепродуктов, расфасованных в
мелкую тару, работник АЗС проверяет число поступивших
мест, соответствие трафаретов данным, указанным в товарно-транспортной накладной, наличие паспортов и сертификатов качества.
13.16. При приеме нефтепродуктов по трубопроводу и
от наливных судов обязательно представление данных о
партии и сертификатов качества.
14. Выдача нефтепродуктов
14.1. Выдача нефтепродуктов на АЗС осуществляется
только через топливо- или маслораздаточные колонки в
баки транспортных средств или тару потребителей, а
также путем продажи расфасованных нефтепродуктов.
14.2. Образцы расфасованных нефтепродуктов выставляются в витрине или на специальных стендах для ознакомления потребителей с ассортиментом и розничными ценами.
14.3. Запрещается выдача нефтепродуктов в пластиковую и стеклянную тару.
14.4. При заправке транспортных средств на АЗС
должны соблюдаться следующие правила:
- оператор контролирует расположение транспортных
средств. Расположение транспортных средств в ожидании
заправки должно обеспечивать возможность аварийной их
эвакуации с территории АЗС;
- заправка транспортного средства осуществляется в
порядке общей очереди. Внеочередное обслуживание предусмотрено для специального автотранспорта (скорая помощь, милиция, пожарная охрана, аварийные газового хозяйства), автомобилей под управлением инвалидов войны
и труда, Героев СССР и России, а также других категорий лиц;
- во время заправки двигатель заправляемого автомобиля выключается;
- мотоциклы и мотороллеры следует подавать к ТРК с
заглушенными двигателями. Остановку и пуск двигателей
производить на расстоянии не ближе 15 метров от ТРК;
- автомобили к ТРК должны подъезжать своим ходом;
- загрязненные или случайно облитые нефтепродуктами
части автомобилей, мотоциклов и мотороллеров после заправки до пуска двигателей должны быть протерты водителями насухо;
- случайно или аварийно пролитые на землю нефтепродукты должны быть немедленно засыпаны песком с после83
дующим его удалением в специально выделенные контейнеры (емкости);
- расстояние между стоящим под заправкой и следующим за ним автомобилями 3 метра, а находящимися в очереди должно быть не менее 1 метра;
- при заправке транспортные средства должны располагаться на территории в районе ТРК таким образом,
чтобы в случае возникновения аварийных ситуаций имелась возможность прекращения заправки и немедленной
эвакуации их в безопасное место;
- перед заправкой автобусов пассажиры покидают салоны вне территории АЗС.
14.5. Оператор АЗС во время выдачи нефтепродуктов:
- обеспечивает постоянный контроль за выполнением
правил заправки автотранспортных средств;
- требует от водителя заправляемого транспорта выполнения правил заправки транспортных средств и правил
поведения при нахождении на территории АЗС;
- осуществляет постоянный контроль за работой ТРК;
- визуально контролирует места заправки транспортных средств, предупреждая возможные разливы нефтепродуктов и принимает меры к устранению;
- обеспечивает соблюдение водителями и пассажирами
транспортных средств правил пожарной безопасности.
14.6. На АЗС ежесменно выполняется проверка погрешности ТРК, МРК с помощью образцовых мерников II разряда. Проверки выполняются дважды в течение 8- и 12часовой рабочей смены - в первые и последние 2-3 часа
смены. За значение погрешности, принимаемое для расчета фактически отпущенного через ТРК, МРК объема нефтепродукта, берется усредненное, по результатам двух
проверок, значение. При непрерывной продолжительности
рабочей смены в течение суток менее 6-ти часов, проверка погрешности выполняется один раз. Объем мерников, используемых при проведении проверок должен быть
не менее 10-ти для светлых и 2-х литров для темных
нефтепродуктов. После выполнения проверки погрешности
ТРК (МРК) составляется акт учета нефтепродуктов при
выполнении работ по проверке погрешности ТРК (Приложение 9).
15. Хранение нефтепродуктов
15.1. Хранение нефтепродуктов на АЭС осуществляется
в резервуарах и в фасованном виде в таре.
84
15.2. Эксплуатация резервуаров осуществляется в соответствии с требованиями правил технической эксплуатации резервуаров и настоящих Правил.
15.3. Техническое и технологическое оборудование
АЗС должно обеспечивать исключение загрязнения, смешения, обводнения, воздействия атмосферных осадков на
хранимые в резервуарах нефтепродукты.
15.4. Подтоварная вода из резервуаров удаляется немедленно при ее обнаружении.
15.5. Хранение нефтепродуктов осуществляется с учетом требований обеспечения сокращения потерь - герметизация газовых пространств резервуаров, обеспечение
требуемого уплотнения соединений, исключающего утечки
нефтепродуктов и т.д.
15.6. Порядок хранения фасованных нефтепродуктов
должен гарантированно обеспечивать сохранность и целостность тары. Руководитель АЗС обязан ежедневно контролировать порядок хранения и сохранность тары фасованных нефтепродуктов.
15.7. Хранение легковоспламеняющихся жидкостей в
мелкой таре разрешается в объеме, необходимом для 5суточной торговли. Запасы технических жидкостей для
автотранспорта в торговом зале (операторной) не должны
превышать двадцати расфасованных единиц.
15.8. Для исключения разливов необходимо при заполнении резервуаров учитывать свойство объемного расширения нефтепродуктов (не более 95% полной вместимости
резервуара).
16. Учет нефтепродуктов
16.1. Учет количества нефтепродуктов на АЗС осуществляется в соответствии с действующей нормативной документацией по учету нефтепродуктов на АЗС.
16.2. Приказом (распоряжением) по организации для
обеспечения учета нефтепродуктов на АЗС определяются:
- порядок (система) организации учета нефтепродуктов;
- материально-ответственные лица из числа персонала
АЗС;
- лица, осуществляющие контроль за организацией,
порядком и правильностью осуществления учета нефтепродуктов;
- состав инвентаризационной комиссии;
- периодичность проведения инвентаризации и порядок
предоставления результатов;
85
- порядок учета нефтепродуктов, находящихся в технологических трубопроводах.
16.3. Учет нефтепродуктов на АЗС осуществляется по:
- наличию в резервуарах (учитывается количество
нефтепродуктов по каждому резервуару и суммарно по
нефтепродуктам каждой марки);
- результатам отпуска через топливо-, маслораздаточные колонки;
- наличию в технологических трубопроводах;
- фасованных - по фактическому наличию;
- документам, отражающим движение нефтепродуктов и
иных товаров.
16.4. Порядок передачи смен.
При приеме и передаче смены операторы (передающие
смену и принимающие смену) совместно выполняют следующее:
- снимают показания суммарных счетчиков всех топливо- и маслораздаточных колонок и на их основании определяют количество нефтепродуктов, реализованных потребителям за смену;
- измеряют общий уровень нефтепродуктов и уровень
подтоварной воды в каждом резервуаре;
- по результатам измерений уровней определяют количество остатков нефтепродуктов, находящихся в каждом
из резервуаров АЗС;
- определяют количество расфасованных в тару нефтепродуктов и других товаров;
- передают по смене остатки денег, талонов и иные
материальные ценности.
16.5. При выполнении ремонтных, зачистных работ по
резервуарам, когда требуется его освобождение от нефтепродуктов, для ликвидации и предотвращения аварийных
ситуаций допускается перемещение (перекачка) нефтепродуктов в другие резервуары АЗС с идентичной маркой
нефтепродукта. Перемещения нефтепродуктов оформляются
актом, утверждаемым руководителем организации и отражаются в сменном отчете.
17. Подготовка АЗС к эксплуатации в осенне-зимний
период
17.1. Для обеспечения бесперебойной эксплуатации
АЗС в осенне-зимний период необходимо:
- отремонтировать, опробовать и подготовить системы
отопления зданий и подогрева масла;
- утеплить колодцы водопроводных систем и пожарные
гидранты;
86
- огнетушители перенести в отапливаемое помещение и
вывесить плакат с надписью "Здесь находятся огнетушители";
- подготовить системы водостоков и очистных сооружений;
- утеплить дверные и оконные проемы зданий;
- заменить летние сорта нефтепродуктов на зимние
или всесезонные;
- подготовить инвентарь для уборки территории во
время гололеда;
- откачать подтоварную воду из резервуаров;
- заготовить и просушить песок для противопожарных
нужд, для посыпки площадок и подъездных дорог при гололеде.
17.2. С наступлением осенне-зимнего периода необходимо:
- пустить в эксплуатацию систему подогрева масел и
отопления зданий;
- своевременно очищать от снега сооружения, оборудование и площадки АЗС;
- посыпать площадки и подъездные дороги песком при
образовании гололеда.
17.3. По окончании зимнего периода необходимо:
- принять меры, предотвращающие затопление территории АЗС и подъездных дорог к ним;
- принять меры по предупреждению "выброса" либо деформации заглубленных в землю резервуаров: заполнить и
поддерживать на максимальном уровне заполнения нефтепродуктами резервуар; в случае отсутствия в достаточном количестве нефтепродуктов допускается залив резервуара водой при условии обязательного вывода из эксплуатации резервуара;
- обеспечить надежную герметизацию резервуаров, исключающую попадание в них воды и утечку нефтепродуктов
из них до наступления паводка;
- очистить от мусора и льда все колодцы и приямки
производственно-ливневой канализации;
- снять утеплители колодцев водопроводной сети и
пожарных гидрантов;
- отключить подогрев масел при установившихся плюсовых температурах окружающего воздуха;
- провести техническое обслуживание огневых предохранителей и дыхательных клапанов резервуаров;
- установить огнетушители в места летнего их нахождения;
- произвести при необходимости окраску оборудования
АЗС, а также здания и сооружения.
87
18. Охрана окружающей природной среды
18.1. При эксплуатации автозаправочных станций
должны выполняться экологические требования, определенные природоохранным законодательством и действующими нормативными техническими документами по охране окружающей среды. Производственная деятельность АЗС не
должна приводить к загрязнению окружающей природной
среды (воздуха, поверхностных вод, почвы) вредными веществами выше допустимых норм.
Основными источниками выделения загрязняющих веществ на АЗС являются:
- резервуары с нефтепродуктами (испарения нефтепродуктов - "большие и малые дыхания");
- топливораздаточные колонки (испарения при заполнении бензобаков автомобилей);
- объекты очистных сооружений (испарения нефтепродуктов и сброс остатков (после очистки) в систему канализации;
- аварийные и непреднамеренные разливы нефтепродуктов на территории АЗС;
- неплотности технологического оборудования и коммуникаций;
- вентиляционные устройства производственных помещений АЗС и пунктов технического обслуживания, размещенных на территории АЗС;
- выбросы отработавших газов автотранспорта.
18.2. Для уменьшения выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу из источников загрязнения АЗС рекомендуется:
- поддерживать в полной технической исправности резервуары, технологическое оборудование и трубопроводы.
Обеспечивать их герметичность;
- поддерживать техническую исправность дыхательных
клапанов, своевременно проводить на них техническое
обслуживание и соответствующие регулировки;
- обеспечивать герметичность сливных и замерных
устройств, люков смотровых и сливных колодцев, в том
числе и при проведении операций слива нефтепродуктов в
процессе их хранения;
- осуществлять слив нефтепродуктов из автоцистерн
только с применением герметичных быстроразъемных муфт
(на автоцистерне и резервуаре АЗС);
- не допускать переливов и разливов нефтепродуктов
при заполнении резервуаров и заправке автотранспорта;
88
- оборудовать резервуары с бензином газовой обвязкой;
- оборудовать резервуары АЗС и топливораздаточные
колонки системами (установками) улавливания (отвода),
рекуперации паров бензина;
- поддерживать в исправности счетно-дозирующие устройства, устройства для предотвращения перелива, системы обеспечения герметичности процесса слива, системы
автоматизированного
измерения
количества
сливаемых
нефтепродуктов в единицах массы (объема), а также устройства трубопровода после окончания операции слива.
18.3. Охрана поверхностных вод осуществляется с
учетом установленных требований в соответствии с законодательством Российской Федерации.
18.4. Сбор поверхностно-ливневых сточных вод обеспечивается со всей площади АЗС путем прокладки ливневой канализационной сети или создания соответствующих
уклонов территории для направления стока на очистные
сооружения.
АЗС, АЗК, КАЗС оснащаются очистными сооружениями.
Состав очистных сооружений и необходимое качество очистки производственных сточных вод обосновываются с
учетом места их сброса.
18.5. Смена фильтрующих материалов, а также удаление уловленных нефтепродуктов и осадка из очистных сооружений производится по мере необходимости, в зависимости от соблюдения установленных нормативов ПДС.
18.6. В зимний период, когда вследствие понижения
температуры сточных вод процессы очистки замедляются,
контроль за работой очистных сооружений должен быть
постоянным.
18.7. Территория АЗС в районе возможных утечек, потерь нефтепродуктов должна иметь твердое водонепроницаемое покрытие, огражденное по периметру бортиком высотой 200 мм. Территория должна иметь уклон в сторону
лотков или колодцев. Покрытие территории должно быть
выполнено из материалов, обеспечивающих максимально
эффективный сбор проливов нефтепродуктов специальными
средствами и защиту почв и подпочвенных грунтовых вод
от загрязнения нефтепродуктами.
Лотки должны иметь уклон с борным колодцам (приямкам) через гидравлические или иного типа затворы.
Площадка АЗС должна быть оборудована инженерными
устройствами (сооружениями) по перехвату максимально
возможной аварийной утечки нефтепродуктов в случае
разгерметизации топливной емкости автоцистерны.
89
18.8. Для сбора аварийной утечки нефтепродуктов АЗС
оснащается аварийной емкостью. Объем аварийной емкости
должен быть больше объема емкости автоцистерны, стоящей на сливе. Площадка, предназначенная для размещения
автоцистерны при сливе нефтепродуктов в резервуары,
должна быть забетонирована, обвалована - обвалование
должно быть высотой не менее 150 мм (допускается по
периметру площадки иметь лотки, достаточные для улавливания возможных проливов) и обустроена инженерными
устройствами, отводящими разлитые нефтепродукты в аварийную емкость или отстойники очистных сооружений.
18.9. Для сбора разлитых нефтепродуктов на каждой
станции должен быть запас сорбента в количестве, достаточном для ликвидации последствий максимально возможного пролива.
Допускается для сбора разлитых нефтепродуктов использовать песок, который размещается на территории
АЗС в специальных контейнерах.
18.10. Места разлива нефтепродуктов на почву необходимо немедленно зачистить путем снятия слоя земли до
глубины, на 1-2 см превышающей глубину проникновения
нефтепродуктов в грунт. Выбранный грунт удаляется в
специально оборудованный контейнер, образовавшаяся выемка должна быть засыпана свежим грунтом или песком.
Грунт, загрязненный нефтепродуктами, а также загрязненный фильтрующий материал и осадки очистных сооружений вывозятся в места, определенные в установленном
порядке.
19. Обращение с отходами
19.1. Территория АЗС должна регулярно очищаться от
производственных отходов, бытового, строительного мусора, сухой травы и опавших листьев, которые подлежат
вывозу в места, определенные в установленном порядке.
Места складирования, размещения производственных и
бытовых отходов, а также допустимые их объемы (количества) для временного размещения на территории АЗС определяются на основании разрешения на размещение отходов производства и потребления, выдаваемого в установленном порядке.
19.2. Вывоз отработанных нефтепродуктов, уловленных
осадков очистных сооружений, использованных фильтрующих элементов, бытового мусора осуществляется организацией, имеющей соответствующую лицензию на право вывоза отходов в места, определенные для переработки и
утилизации.
90
19.3. Бытовой мусор временно размещается в контейнерах с плотно закрывающейся крышкой.
19.4. Загрязненные нефтепродуктами опилки, песок,
другие материалы собираются в плотно закрывающийся
контейнер, установленный в специально отведенном месте. По мере накопления материала, он вывозится на соответствующий полигон.
19.5. Сжигать пропитанные нефтепродуктами материалы
или отжигать песок в необорудованных для этой цели
местах, в том числе и на территории АЗС, категорически
запрещается.
20. Метрологическое обеспечение деятельности АЗС
20.1. Метрологическое обеспечение АЗС заключается в
применении аттестованных методик выполнения измерений,
правильном выборе, содержании и эксплуатации средств
измерений, для:
- постоянного контроля за погрешностью применяемых
средств измерений;
- определения количества нефтепродуктов в резервуарах;
- измерения количества выдаваемых нефтепродуктов;
- организации порядка учета нефтепродуктов.
20.2. Все применяемые на АЗС средства измерения
должны быть внесены в Государственный реестр средств
измерений, допущенных для применения на территории
России, иметь соответствующие сертификаты в соответствии с Законом Российской Федерации от 27.04.93 N 48711 "Об обеспечении единства измерений" ("Ведомости СНД
и ВС РФ", 10.06.1993, N 23, ст.811).
20.3. Средства измерений, находящиеся в эксплуатации на АЗС, подвергаются Государственной поверке, которая удостоверяется клеймением, выдачей свидетельства
о поверке или отметкой в паспорте средства измерения.
Государственная поверка производится лицами, аттестованными в качестве государственных поверителей в установленном порядке.
20.4. Ответственный за метрологическое обеспечение
деятельности АЗС определяется руководством организации.
20.5. Эксплуатация средств измерений осуществляется
в соответствии с требованиями соответствующей нормативной технической документации.
20.6. Руководством организации на основании действующей нормативной технической документации разрабатываются и утверждаются методики (указания, распоряже91
ния) выполнения работниками АЗС измерений, порядка содержания и эксплуатации средств измерения.
20.7. Порядок поверки или калибровки резервуаров и
технологических трубопроводов, оформления градуировочных таблиц регламентируется соответствующей нормативной технической документацией.
20.8. Отступления от требований нормативной технической документации по применению и эксплуатации
средств измерения, а также использование неповеренных
средств измерения не допускается.
21. Контроль и сохранность качества нефтепродуктов
21.1. Качество нефтепродуктов, реализуемых на АЗС,
должно соответствовать действующим стандартам (техническим условиям).
21.2. Паспорт качества должен подтверждать соответствие нефтепродукта требованиям нормативных документов. Паспорт качества содержит показатели качества в
соответствии с требованиями стандартов (технических
условий), дату изготовления нефтепродукта и выдачи
паспорта. Для нефтепродуктов, подлежащих обязательной
сертификации, к паспорту качества прикладывается копия
сертификата соответствия.
21.3. Перед сливом нефтепродуктов из автоцистерны в
резервуар АЗС определяется наличие в них подтоварной
воды и механических примесей, отбирается проба нефтепродукта по ГОСТ 2517, на основании которой определяются показатели качества согласно требованиям приемосдаточного анализа.
Для автомобильных бензинов определяют:
- цвет;
- прозрачность;
- плотность;
- содержание механических примесей и воды (визуально).
Для дизельного топлива, керосина, масел моторных и
трансмиссионных:
- плотность;
- содержание механических примесей и воды (визуально).
Для выполнения приемо-сдаточного анализа АЗС укомплектовывается необходимыми приборами и материалами.
Качество масел и смазок, затаренных в герметичную
заводскую упаковку, при приеме не определяется. Расфасованные нефтепродукты должны иметь соответствующую
информацию о качестве на этикетках изготовителя, а
92
также сертификат и паспорт качества (копию) на поставленную партию.
21.4. При положительных результатах входного контроля производится слив нефтепродукта в емкости АЗС.
21.5. Нефтепродукт не может быть принят при:
- отсутствии пломб на автоцистерне в соответствии
со схемой пломбировки;
- неисправности сливного устройства автомобильной
цистерны;
- неправильном оформлении товарно-транспортной накладной;
- отсутствии паспорта качества или сертификата соответствия;
- обнаружении недостачи нефтепродуктов;
- наличии воды и механических примесей в нефтепродукте;
- несоответствии нефтепродукта по цвету, прозрачности или другим показателям качества на основании анализа отобранной пробы.
21.6. Для сохранения качества нефтепродуктов необходимо:
- обеспечить чистоту и исправность сливных и фильтрующих устройств, резервуаров, ТРК и МРК;
- обеспечить постоянный контроль за герметичностью
резервуаров, исключить попадание в них атмосферных
осадков и пыли;
- своевременно производить зачистку резервуаров;
- соблюдать установленные сроки хранения нефтепродуктов.
21.7. Гарантийные сроки хранения нефтепродуктов
должны соответствовать действующей нормативной документации на нефтепродукты.
21.8. Лабораторный контроль качества нефтепродуктов
на АЗС производится в объеме контрольного анализа не
реже одного раза в месяц, а также в случаях поступления жалоб потребителей на качество нефтепродуктов.
21.9. Проведение приемно-сдаточных и контрольных
анализов в объеме ГОСТ (ТУ) обязательно.
21.10. При обнаружении несоответствия хотя бы одного показателя качества нефтепродуктов требованиям ГОСТ
(ТУ) отпуск его потребителям запрещается.
22. Охрана труда
22.1. Безопасная эксплуатация объектов, сооружений
и оборудования АЗС обеспечивается выполнением требований межотраслевых правил по охране труда при эксплуа93
тации нефтебаз, складов ГСМ, стационарных и передвижных автозаправочных станций и законодательства по охране труда.
См. Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации нефтебаз, складов ГСМ, стационарных и передвижных автозаправочных станций, утвержденные постановлением Минтруда РФ от 6 мая 2002 г. N 33
22.2. Общее руководство работой по охране труда
возлагается на руководителя организации.
22.3. При организации работ по охране труда на АЗС
следует учитывать опасные свойства нефтепродуктов:
испаряемость, токсичность, способность электризоваться, взрывопожароопасность.
22.4. Работодатель организует проведение первичных
(при поступлении на работу) и периодических (в период
трудовой деятельности) медицинских осмотров работников
за счет работодателя в соответствии с Федеральным Законом от 17.07.99 N 181-ФЗ "Об основах охраны труда в
Российской Федерации", далее - Законом (Собрание законодательства Российской Федерации 1999 год, N 29,
ст.3702).
При проведении этих осмотров руководствуются конкретными условиями труда на АЗС с учетом Перечня тяжелых работ и работ с вредными и опасными условиями труда.
При этом необходимо учитывать общие ограничения на
тяжелые работы и работы с вредными и опасными условиями труда, работы, запрещающие труд женщин и лиц моложе
восемнадцати лет, в соответствии с Законом.
22.5. Все работники и специалисты, поступающие на
АЗС или переводимые с одного объекта на другой, допускаются к самостоятельной работе после прохождения
вводного инструктажа по охране труда, обучения, стажировки на рабочем месте и последующей проверки полученных знаний комиссией.
22.6. Перед выполнением работником разовой работы,
на которую оформляется разрешение или наряд-допуск,
руководитель объекта проводит целевой инструктаж.
22.7. Все работники, допущенные к самостоятельной
работе, проходят повторный инструктаж по правилам охраны труда, а также по применению противопожарных
средств, средств индивидуальной защиты и защитных приспособлений с целью углубления и закрепления знаний.
94
Повторный инструктаж для работников проводится ежеквартально, а для специалистов - не реже одного раза в
полугодие.
22.8. Работники АЗС обеспечиваются инструкциями по
охране труда, утвержденными в установленном порядке.
Инструкции разрабатываются как для отдельных профессий, так и на отдельные виды работ, на основе типовых инструкций по охране труда, эксплуатационной и ремонтной документации предприятий-изготовителей оборудования, конкретных технологических процессов.
22.9. Всем работникам необходимо знать и выполнять
действующие инструкции, правила охраны труда и пожарной безопасности в объеме возложенных на них обязанностей.
22.10. Работники АЗС докладывают своему непосредственному руководству о замеченных ими нарушениях и неисправностях оборудования, механизмов, приспособлений
и инструментов, утечках нефтепродуктов и их паров, нарушениях правил и инструкций.
22.11. Работники АЗС обеспечиваются согласно установленным перечням и нормам средствами индивидуальной
защиты, спецодеждой, спецобувью и, при необходимости,
специальными приспособлениями.
22.12. Применяемые на АЗС средства защиты от поражений электрическим током должны подвергаться периодическим испытаниям в соответствии с установленными нормами.
Пользоваться неисправными защитными средствами и
предохранительными приспособлениями не разрешается.
22.13. На АЗС находится аптечка с набором необходимых медикаментов для оказания первой помощи пострадавшим.
22.14. Весь персонал АЗС обучается способам оказания первой помощи пострадавшим при несчастных случаях.
22.15. Расследование и учет несчастных случаев, а
также нарушений правил охраны труда проводятся в установленном порядке в соответствии с действующим законодательством с выявлением причин и принятием мер по их
предотвращению.
23. Пожарная безопасность
23.1. При эксплуатации АЗС необходимо соблюдать
требования правил пожарной безопасности, утвержденных
в установленном порядке.
95
23.2. АЗС оснащаются первичными средствами пожаротушения в соответствии с проектом АЗС и установленными
нормами.
23.3. Оператору АЗС запрещается производить какойлибо ремонт электрооборудования.
23.4. На АЗС разрабатывается и утверждается в установленном порядке План локализации и ликвидации аварий
и пожаров на АЗС.
Перечень документации, наличие которой на АЗС обязательно
- лицензии на деятельность по эксплуатации АЗС и
право осуществления других работ и оказания услуг,
подлежащих лицензированию;
- действующие (ежегодно обновляемые) заключения:
Государственного комитета по охране окружающей среды о
соблюдении норм экологической безопасности; Государственного санитарно-эпидемиологического надзора о санитарном состоянии АЗС; Управления государственной противопожарной службы о выполнении норм пожарной безопасности; Госнефтеинспекции (Управления Госэнергонадзора) Министерства топлива и энергетики Российской Федерации;
- паспорт АЗС с технологической и электрической
схемами;
- правила технической эксплуатации АЗС;
- паспорта и градуировочные таблицы на резервуары,
разработанные и утвержденные в установленном порядке;
- техническое описание и формуляры на топливо- и
маслораздаточные колонки;
- выкопировка из утвержденного в установленном порядке генерального плана АЗС, содержащая схему размещения объектов на его территории с указанием расстояний между ними до близрасположенных к АЗС объектов, а
также схему движения транспортных средств на указанной
территории;
- сертификаты соответствия на имеющееся оборудование, нефтепродукты, топливозаправочные услуги, паспорта качеству на реализуемые нефтепродукты;
- технико-эксплуатационная документация (ТЭД) на
технологические системы и оборудование АЗС, утвержденная и согласованная в установленном порядке;
- план локализации и ликвидации пожароопасных ситуаций и пожаров на АЗС (ППЛ), согласованный с территориальными подразделениями ГПС МВД России;
96
- план-схема ближайших водоисточников с указанием
расстояний до них и дебита водоисточников;
- план эвакуации людей и транспортных средств с
территории АЗС, согласованный с территориальными подразделениями ГПС МВД России;
- перечень разрешенных на АЗС работ (в том числе
ремонтных) и услуг, утвержденный руководителем эксплуатирующей организации (владельцем) и согласованный
с территориальными подразделениями ГПС МВД России;
- документы, определяющие ответственность за обеспечение пожарной безопасности при эксплуатации АЗС;
- выписка из приказа об организации производственного экологического контроля (назначении ответственных
лиц за охрану природной среды на данной АЗС);
- должностные обязанности по охране природы для
лиц, ответственных за выполнение природоохранных мероприятий на данной АЗС;
- заключение о согласовании Госкомитетом по охране
окружающей среды субъекта Российской Федерации землеотвода для размещения АЗС;
- заключение экологической экспертизы Госкомитетом
по охране окружающей среды субъекта Российской Федерации о согласовании ТЭО и/или проекта строительства,
реконструкции АЗС (копия);
- разрешение на выброс загрязняющих веществ в атмосферный воздух (копия);
- лицензия на водопользование (копия) и копия договора пользования водным объектом;
- разрешение на размещение отходов производства и
потребления (копия);
- план-график контроля за соблюдением нормативов
предельно допустимых выбросов (ПДВ) на текущий год
(копия);
- инструкция по эксплуатации очистных сооружений
(на АЗС, где очистные сооружения имеются);
- инструкция по сбору и хранению отработанных нефтепродуктов (на АЗС, где они имеются);
- договор на вывоз твердых бытовых отходов (ТБО);
- договор на вывоз нефтешламов очистных сооружений
(ОС) или осадка и уловленных веществ ОС;
- договоры на передачу отходов на утилизацию, захоронение переработку и пр.;
- сменный учет;
- книга учета движения расфасованных нефтепродуктов;
- журнал учета поступивших нефтепродуктов;
- журнал учета ремонта оборудования;
97
- журнал учета оборудования, инвентаря и имущества;
- журнал учета регламентных и ремонтных работ на
системе молниезащиты АЭС;
- инструкции по технике безопасности и пожарной
безопасности;
- книга приема и сдачи дежурства.
Автозаправочные станции. Требования пожарной безопасности НПБ 111-98
PETROL SUPPLING
REQUIREMENTS
STATIONS
FOR
CARS
FIRE
SAFETY
Утверждены Главным государственным инспектором Российской Федерации по пожарному надзору, Приказ ГУГПС МВД России
от 23 марта
1998 г. N 25
Согласованы письмом Госстроя России от 30 декабря 1997 г. N 13831
Дата введения 01.05.98
Предисловие
Разработаны ВНИИПО МВД России (А.Я. Корольченко, Ю.Н. Шебеко,
В.Л. Малкин,
И.М.
Смолин,
В.А.
Колосов,
Е.В.
Смирнов),
нормативно - техническим отделом ГУГПС МВД России (В.Е. Татаров,
Ю.Д. Сергеев) и Московским институтом пожарной безопасности МВД
России (В.В. Рубцов, А.С. Андросов, В.П. Назаров).
Внесены и подготовлены к утверждению нормативно - техническим
отделом ГУГПС МВД России.
Утверждены и
введены
в действие Главным государственным
инспектором Российской Федерации по пожарному надзору, Приказ
ГУГПС МВД России от 23 марта 1998 г. N 25.
Дата введения в действие с 1 мая 1998 г.
Согласованы с Госстроем России (письмо от 30 декабря 1997 г.
N 13-831).
Вводятся взамен НПБ 102-95.
1. Область применения
1.1. Настоящие
нормы
устанавливают
требования
пожарной
безопасности,
предъявляемые
к технологическому оборудованию,
проектированию, строительству и реконструкции
автозаправочных
станций (АЗС), предназначенных для приема, хранения и заправки
наземных транспортных средств бензином и дизельным топливом, и
являются обязательными для исполнения на территории России всеми
предприятиями, учреждениями, организациями и юридическими лицами
независимо от их ведомственной принадлежности, вида деятельности и
формы собственности.
2. Общие положения
2.1. В
настоящих
нормах принята следующая классификация
АЗС <*>.
-------------------------------<*> Здесь и далее принятые сокращения, термины и определения
приведены в Приложении 1.
98
Традиционная автозаправочная
станция
АЗС с подземным
расположением резервуаров для хранения топлива, технологическая
система
которой
характеризуется
разнесением
резервуаров и
топливораздаточных колонок (ТРК).
Блочная автозаправочная
станция
АЗС
с
подземным
расположением резервуаров для хранения топлива, технологическая
система
которой
характеризуется размещением ТРК над блоком
хранения топлива, выполненным как единое заводское изделие.
Модульная автозаправочная
станция
АЗС
с
надземным
расположением резервуаров для хранения топлива, технологическая
система которой характеризуется разнесением ТРК и контейнера
хранения топлива, выполненного как единое заводское изделие.
Контейнерная автозаправочная
станция
АЗС с надземным
расположением резервуаров для хранения топлива, технологическая
система которой характеризуется размещением ТРК в контейнере
хранения топлива, выполненном как единое заводское изделие.
Топливозаправочный пункт - АЗС, размещаемая на территории
предприятия и предназначенная для заправки транспортных средств
этого предприятия. Требования пожарной безопасности, предъявляемые
к топливозаправочным пунктам, следует уточнять в соответствии с
Приложением 2.
Передвижная автозаправочная станция - предназначенная
для
розничной
продажи топлива мобильная технологическая система,
установленная на автомобильном шасси, прицепе или полуприцепе и
выполненная как единое заводское изделие. Требования пожарной
безопасности,
предъявляемые
к
передвижным
автозаправочным
станциям, следует уточнять в соответствии с Приложением 3.
2.2. При проектировании АЗС следует предусматривать применение
серийно выпускаемых технологических систем для приема, хранения и
выдачи топлива, имеющих технико - эксплуатационную документацию
(ТЭД), согласованную ГУГПС МВД России в части учета требований
пожарной безопасности.
Традиционные АЗС
допускается
проектировать
на
основе
технологических систем, изготовляемых несерийно, с применением
отдельно
выпускаемых
единиц
технологического
оборудования
(резервуаров, трубопроводов, ТРК, запорной арматуры и т.п.).
Согласование
противопожарных
мероприятий
в
технической
документации (включая руководство по эксплуатации) на такие АЗС
осуществляется территориальными подразделениями Государственной
противопожарной службы в порядке, установленном НПБ 03-93.
В случае применения в серийно выпускаемых технологических
системах технических решений, на которые отсутствуют нормативные
требования или в которых имеются обоснованные отступления от них,
согласование технико - эксплуатационной документации ГУГПС МВД
России осуществляется на основании заключения специализированной
организации (ВНИИПО МВД России, МИПБ МВД России).
2.3. ТЭД должна содержать требования к зданиям и сооружениям
АЗС, к их пожаробезопасной эксплуатации (в том числе проведению
регламентных и ремонтных работ, к действиям персонала в случае
возникновения пожароопасных ситуаций и пожаров), а также сведения
о конструкции технологической системы, технологических параметрах,
сроке службы и гарантийных обязательствах завода - изготовителя.
Требования должны быть
сформулированы
с
учетом
специфики
используемого технологического оборудования.
2.4. При проектировании, строительстве и реконструкции АЗС
наряду с требованиями настоящих норм следует руководствоваться
другими действующими нормативными документами, утвержденными в
установленном порядке. Нормативные ссылки, использованные в данном
документе, приведены в Приложении 6.
2.5. Применение
настоящих
норм
для
существующих
АЗС,
запроектированных
и
построенных
в
соответствии
с
ранее
действовавшими нормативными документами, осуществляется в порядке,
установленном СНиП 10-01-94 (п. 8.5).
3. Требования к размещению
3.1. Выбор земельного участка (площадки) для строительства АЗС
99
должен осуществляться с учетом положений НПБ 02-93.
3.2. АЗС должна располагаться преимущественно с подветренной
стороны
ветров преобладающего направления (по годовой "розе
ветров") по отношению к жилым, производственным и общественным
зданиям (сооружениям).
Не допускается размещение АЗС на путепроводах и под ними, а
также на плавсредствах.
3.3. Планировка АЗС с учетом размещения на их территории
зданий
и сооружений должна исключать возможность растекания
аварийного пролива топлива как по территории АЗС, так и за ее
пределы.
На въезде и выезде с территории АЗС необходимо выполнять
пологие повышенные участки высотой не менее 0,2 м или дренажные
лотки, отводящие загрязненные нефтепродуктами атмосферные осадки в
очистные сооружения АЗС.
3.4. При размещении АЗС
минимальные
расстояния
следует
определять:
- от стен резервуаров для хранения топлива и
аварийных
резервуаров, наземных участков трубопроводов деаэрации, корпуса
ТРК, границ площадок для автоцистерны (АЦ) и технологических
колодцев,
от
стенок
технологического оборудования очистных
сооружений, а также (при определении расстояний между зданиями и
сооружениями АЗС) от границ площадок для стоянки транспортных
средств и от наружных стен и конструкций зданий АЗС;
- до границ земельных участков детских дошкольных учреждений,
общеобразовательных школ, школ - интернатов, лечебных учреждений
со
стационаром, а для жилых и общественных зданий другого
назначения - до окон (дверей);
- до ближайшей стены (перегородки) помещения (при расположении
помещений различного функционального назначения в одном здании).
3.5. АЗС с наземными резервуарами подразделяются на два типа:
тип А - если общая вместимость резервуаров контейнерной АЗС
более 20 куб. м;
тип Б - если общая вместимость резервуаров контейнерной АЗС не
более 20 куб. м.
Общая вместимость резервуаров контейнерной АЗС не
должна
превышать 40 куб. м при ее размещении на территории населенных
пунктов и 60 куб. м - вне населенных пунктов.
Единичная вместимость резервуаров или камер (при использовании
многокамерного резервуара с двойными перегородками между камерами)
АЗС, расположенных на территории населенных пунктов, не должна
превышать 10 куб. м, а вне населенных пунктов - 20 куб. м.
Величину общей вместимости резервуаров модульной АЗС (в том
числе величину, разделяющую АЗС на типы А и Б), а также единичной
вместимости допускается увеличивать не более чем в 2 раза.
При использовании
одностенных
наземных
резервуаров
для
хранения
топлива
параметры
вместимости следует уточнять в
соответствии с Приложением 4.
3.6. Минимальные расстояния от АЗС до объектов, к ней не
относящихся, принимаются в соответствии с таблицей 1.
Таблица 1
+----------------------------------------------------------------+
¦ N ¦
Наименование объектов,
¦Расстояние от¦Расстояние от ¦
¦п/п¦
до которых определяется
¦АЗС с подзем-¦АЗС с назем- ¦
¦
¦
расстояние
¦ными резерву-¦ными резерву- ¦
¦
¦
¦арами, м
¦арами, м, типа¦
¦
¦
¦
+--------------¦
¦
¦
¦
¦
А
¦ Б
¦
+---+-------------------------------+-------------+-------+------¦
¦ 1 ¦
2
¦
3
¦
4
¦ 5
¦
+---+-------------------------------+-------------+--------------¦
¦1. ¦Производственные, складские и ¦
15
¦
25
¦
¦
¦административно - бытовые
¦
¦
¦
¦
¦здания и сооружения промышлен- ¦
¦
¦
¦
¦ных предприятий (за исключением¦
¦
¦
¦
¦указанных в поз. 10)
¦
¦
¦
100
+---+-------------------------------+-------------+--------------¦
¦2. ¦Лесные массивы:
¦
¦
¦
¦
¦
¦
хвойных и смешанных пород ¦
25
¦ 40
¦
30 ¦
¦
¦
лиственных пород
¦
10
¦ 15
¦
12 ¦
+---+-------------------------------+-------------+-------+------¦
¦3. ¦Жилые и общественные здания
¦
25
¦ 80
¦
40 ¦
+---+-------------------------------+-------------+--------------¦
¦4. ¦Места массового скопления людей¦
25
¦
80
¦
¦
¦(остановки общественного транс-¦
¦
¦
¦
¦порта, рынки и т.п.)
¦
¦
¦
+---+-------------------------------+-------------+--------------¦
¦5. ¦Индивидуальные гаражи и
¦
18
¦ 30
¦
20 ¦
¦
¦открытые стоянки для автомо¦
¦
¦
¦
¦
¦билей
¦
¦
¦
¦
+---+-------------------------------+-------------+--------------¦
¦6. ¦Торговые палатки и киоски
¦
20
¦
25
¦
+---+-------------------------------+-------------+--------------¦
¦7. ¦Автомобильные дороги общей сети¦
¦
¦
¦
¦
¦(край проезжей части):
¦
¦
¦
¦
¦
¦I, II и III категории
¦
12
¦ 20
¦
15 ¦
¦
¦IV и V категории
¦
9
¦ 12
¦
9 ¦
¦
¦Маршруты электрифицированного ¦
15
¦ 20
¦
20 ¦
¦
¦городского транспорта (до
¦
¦
¦
¦
¦
¦контактной сети)
¦
¦
¦
¦
+---+-------------------------------+-------------+--------------¦
¦8. ¦Железные дороги общей сети
¦
25
¦
30
¦
¦
¦(до подошвы насыпи или бровки ¦
¦
¦
¦
¦выемки)
¦
¦
¦
+---+-------------------------------+-------------+--------------¦
¦9. ¦Очистные канализационные
¦
15
¦ 30
¦
25 ¦
¦
¦сооружения и насосные станции, ¦
¦
¦
¦
¦
¦не относящиеся к АЗС
¦
¦
¦
¦
+---+-------------------------------+----------------------------¦
¦10.¦Технологические установки
¦
100
¦
¦
¦категорий Ан, Бн, Гн, здания и ¦
¦
¦
¦сооружения с наличием радиоак- ¦
¦
¦
¦тивных и вредных веществ I и
¦
¦
¦
¦II классов опасности по ГОСТ
¦
¦
¦
¦12.1.007
¦
¦
+---+-------------------------------+----------------------------¦
¦11.¦Линии электропередачи, электро-¦
по ПУЭ
¦
¦
¦подстанции (в том числе транс- ¦
¦
¦
¦форматорные подстанции)
¦
¦
+---+-------------------------------+----------------------------¦
¦12.¦Склады: лесных материалов,
¦
20
¦ 40
¦
30 ¦
¦
¦торфа, волокнистых горючих
¦
¦
¦
¦
¦
¦веществ, сена, соломы, а также ¦
¦
¦
¦
¦
¦участки открытого залегания
¦
¦
¦
¦
¦
¦торфа
¦
¦
¦
¦
+----------------------------------------------------------------+
Примечания. 1. Расстояния от АЗС с наземными резервуарами до
жилых и общественных зданий I и II степени огнестойкости <*>,
указанные в таблице 1, допускается уменьшать не более чем на 25%,
за
исключением
АЗС
с
резервуарами,
имеющими одностенные
перекрытия.
-------------------------------<*> Здесь и далее степень огнестойкости указана в соответствии
со СНиП 2.01.02-85* "Противопожарные нормы".
2. При
оснащении
технологической
системы
АЗС системой
флегматизации или иными системами, предотвращающими воспламенение
и/или
сгорание
паровоздушных смесей внутри технологического
оборудования, указанные в таблице 1
расстояния
допускается
уменьшать не более чем на 25% (за исключением указанных в поз. 3,
4, 10, 11).
3. При размещении АЗС рядом с лесными массивами расстояния до
лесного массива хвойных и смешанных пород допускается сокращать в
101
два раза, при
территории АЗС
выполненное из
поверхности, или
этом вдоль границ лесного массива и прилегающей
должно
предусматриваться
наземное
покрытие,
материалов, не распространяющих пламя по своей
вспаханная полоса земли шириной не менее 5 м.
3.7. Минимальные расстояния между зданиями и
расположенными
на территории АЗС с подземными
принимаются в соответствии с таблицей 2.
сооружениями,
резервуарами,
Таблица 2
+----------------------------------------------------------------------+
¦ N ¦Наименование зданий¦Минимальное расстояние между соответствующими ¦
¦п/п¦ и сооружений АЗС ¦зданиями и сооружениями в порядке их записи в ¦
¦
¦
¦
графе "Наименование...", м
¦
¦
¦
+----------------------------------------------¦
¦
¦
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦
+---+-------------------+----+-----+-----+---+---+-----+-----+-----+---¦
¦1. ¦Подземные резервуа-¦¦4
¦¦3/9¦9 ¦9/15 ¦15
¦¦6 ¦
¦
¦ры для хранения
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦топлива
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
+---+-------------------+----+-----+-----+---+---+-----+-----+-----+---¦
¦2. ¦Топливораздаточные ¦4
¦¦¦6/9¦9 ¦12/15¦15
¦4
¦9 ¦
¦
¦колонки
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
+---+-------------------+----+-----+-----+---+---+-----+-----+-----+---¦
¦3. ¦Площадка для АЦ
¦¦¦¦6/9¦9 ¦12/18¦15
¦¦9 ¦
+----------------------------------------------------------------------¦
¦Здания для персонала
¦
¦АЗС и сервисного обслу¦
¦живания транспортных
¦
¦средств:
¦
+----------------------------------------------------------------------¦
¦4. ¦I и II степени
¦3/9 ¦6/9 ¦6/9 ¦6 ¦9 ¦9
¦9
¦3/9 ¦-/9¦
¦
¦огнестойкости
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
+---+-------------------+----+-----+-----+---+---+-----+-----+-----+---¦
¦5. ¦IIIа степени
¦9
¦9
¦9
¦9 ¦12 ¦9
¦12
¦6/9 ¦6/9¦
¦
¦огнестойкости
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
+----------------------------------------------------------------------¦
¦Здания сервисного
¦
¦обслуживания водителей
¦
¦и пассажиров:
¦
+----------------------------------------------------------------------¦
¦6. ¦I и II степени
¦9/15¦12/15¦12/18¦9 ¦9 ¦6
¦9
¦9/15 ¦-/9¦
¦
¦огнестойкости
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
+---+-------------------+----+-----+-----+---+---+-----+-----+-----+---¦
¦7. ¦IIIа степени
¦15 ¦15
¦15
¦9 ¦12 ¦9
¦12
¦12/15¦6/9¦
¦
¦огнестойкости
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
+---+-------------------+----+-----+-----+---+---+-----+-----+-----+---¦
¦8. ¦Очистные сооружения¦¦4
¦¦3/9¦6/9¦9/15 ¦12/15¦¦6 ¦
¦
¦для атмосферных
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦осадков, загрязнен-¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦ных нефтепродуктами¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
+---+-------------------+----+-----+-----+---+---+-----+-----+-----+---¦
¦9. ¦Площадка для стоян-¦6
¦9
¦9
¦-/9¦6/9¦-/9 ¦6/9 ¦6
¦12 ¦
¦
¦ки транспортных
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦средств
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
+----------------------------------------------------------------------+
Примечания. 1. Расстояния указаны: перед чертой - до стен
зданий, за чертой - до проемов
стен
зданий.
Расстояния,
обозначенные
"-",
не
нормируются и принимаются исходя из
конструктивных особенностей, если иное не оговорено настоящими
нормами.
2. При
проектировании
блочной
АЗС
расстояние
между
резервуарами для хранения топлива и ТРК не нормируется.
3. Для
АЗС,
в
задании
на
проектирование
которых
предусматривается
их эксплуатация без приостановки во время
наполнения резервуаров из АЦ, расстояния от площадки для АЦ до ТРК
следует
принимать
не менее 8 м, до площадки для стоянки
транспортных средств - не менее 18 м (вне зависимости от вида
транспортных средств), а до зданий и сооружений АЗС - следует
увеличивать на 30%.
4. Расстояния не нормируются:
а) между
зданиями
сервисного
обслуживания
транспортных
102
средств, если стена более широкого здания, обращенная в сторону
другого здания, является противопожарной;
б) между зданиями сервисного обслуживания транспортных средств
I и II степени огнестойкости категории Д;
в) между зданиями для персонала АЗС при условии, если в них
отсутствуют
помещения
сервисного
обслуживания
водителей,
пассажиров и их транспортных средств.
5. Размеры площадки для стоянки транспортных средств должны
обеспечивать одновременное пребывание на ней не более 10 единиц
транспортных средств. Расстояния по поз. 9 приведены до стоянок
легкового
и
мототранспорта. При организации стоянок других
транспортных средств расстояние до стен без проемов зданий I и
II степени огнестойкости должно быть не менее 9 м, а остальные
расстояния следует увеличивать на 50%.
6. Расстояния от трансформаторной подстанции до зданий и
сооружений АЗС принимаются в соответствии с требованиями ПУЭ.
3.8. Минимальные расстояния между зданиями и сооружениями АЗС
с наземными резервуарами принимаются в соответствии с таблицей 3.
Таблица 3
+----------------------------------------------------------------+
¦ N ¦ Наименование зданий и сооружений¦ Минимальное расстояние ¦
¦п/п¦
АЗС
¦ между соответствующими ¦
¦
¦
¦зданиями и сооружениями в ¦
¦
¦
¦порядке их записи в графе ¦
¦
¦
¦
"Наименование...", м
¦
¦
¦
+--------------------------¦
¦
¦
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦
+---+---------------------------------+-----+-----+----+----+----¦
¦1. ¦Контейнеры хранения топлива
¦ - ¦ 8 ¦ - ¦ 9 ¦ - ¦
+---+---------------------------------+-----+-----+----+----+----¦
¦2. ¦Топливораздаточные колонки
¦ 8 ¦ - ¦ 8 ¦ 9 ¦ 4 ¦
+---+---------------------------------+-----+-----+----+----+----¦
¦3. ¦Площадка для АЦ
¦ - ¦ 8 ¦ - ¦ 9 ¦ - ¦
+---+---------------------------------+-----+-----+----+----+----¦
¦4. ¦Здания для персонала АЗС
¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ - ¦ 9 ¦
+---+---------------------------------+-----+-----+----+----+----¦
¦5. ¦Очистные сооружения для
¦ - ¦ 4 ¦ - ¦ 9 ¦ - ¦
¦
¦атмосферных осадков, загрязненных¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦нефтепродуктами
¦
¦
¦
¦
¦
¦
+----------------------------------------------------------------+
Примечания. 1. Расстояния, обозначенные "-", а также от ТРК до
контейнеров хранения топлива и площадки для АЦ на контейнерной АЗС
не
нормируются
и
принимаются
исходя
из
конструктивных
особенностей, если иное не оговорено настоящими нормами.
2. Расстояния
между
контейнерами
хранения
топлива,
технологические отсеки которых расположены друг напротив друга,
следует принимать не менее 4 м.
3. Расстояния до зданий сервисного обслуживания водителей,
пассажиров и транспортных средств принимаются по таблице 1.
3.9. Расстояние
от
края
площадки
для
АЦ до наземно
расположенного технологического оборудования, конструкций навесов
и технологических шахт подземных резервуаров должно быть не менее
2 м. Если внутреннее пространство технологических шахт подземных
резервуаров
заполнено
негорючим
материалом,
то
указанное
расстояние не нормируется.
3.10. При
наличии
на
АЗС
ограждения оно должно быть
продуваемым и выполненным из негорючих материалов.
3.11. Движение транспортных средств по территории АЗС должно
быть, как правило,
односторонним.
При
этом
должны
быть
предусмотрены раздельные въезд и выезд.
3.12. Не допускается озеленение территории АЗС кустарниками и
деревьями, выделяющими при цветении хлопья, волокнистые вещества
или опушенные семена.
103
3.13. При размещении АЗС вблизи посадок сельскохозяйственных
культур, по которым возможно распространение пламени (зерновые,
хлопчатник и т.п.), вдоль прилегающих к посадкам границ АЗС должно
предусматриваться наземное покрытие, выполненное из материалов, не
распространяющих пламя по своей поверхности, или вспаханная полоса
земли шириной не менее 5 м.
4. Требования к зданиям и сооружениям
4.1. На АЗС могут размещаться следующие служебные и бытовые
здания (помещения) для персонала АЗС: операторная, администрации,
приема пищи, службы охраны, санузлы, кладовые для спецодежды,
инструмента, запасных деталей, приборов и оборудования. Помимо
указанных, на территории АЗС с подземными резервуарами допускается
размещать здания (помещения) сервисного обслуживания пассажиров,
водителей и их транспортных средств.
Для сервисного обслуживания пассажиров и водителей
могут
предусматриваться магазин сопутствующих товаров, кафе и санузлы.
Для
сервисного
обслуживания
транспортных
средств
могут
предусматриваться
посты
технического
обслуживания
и мойки
автомобилей.
На территории
АЗС
с
наземными
резервуарами, наряду с
помещениями для персонала
АЗС,
допускается
предусматривать
помещения магазина сопутствующих товаров без торгового зала.
4.2. Категории зданий и помещений по взрывопожарной и пожарной
опасности
следует
определять в соответствии с НПБ 105-95,
категории наружных установок
по
пожарной
опасности
по
НПБ 107-97.
Размещение помещений категорий А, Б и Г на территории АЗС не
допускается.
4.3. Здания и сооружения <*>, расположенные на территории АЗС,
должны быть I, II или IIIa степени огнестойкости, как правило,
одноэтажные. Допускается проектирование двухэтажных зданий общей
площадью не более 150 кв. м, в которых отсутствуют складские
помещения для легковоспламеняющихся и горючих жидкостей.
-------------------------------<*> Здесь и далее под сооружениями АЗС следует понимать
сооружения,
размещаемые
на
территории АЗС, за исключением
технологических систем.
4.4. На территории АЗС
устройство
подземных
помещений,
подпольных пространств, а также подземных сооружений (туннелей,
каналов и т.п.)
с
наличием
свободного
пространства,
не
допускается. Прокладка трубопроводов с топливом под зданиями АЗС и
со стороны эвакуационных выходов не допускается.
4.5. Помещения
для
персонала
АЗС,
включая
помещение
операторной, допускается предусматривать в зданиях сервисного
обслуживания водителей, пассажиров или их транспортных средств.
При этом указанные помещения
должны
быть
выполнены
в
конструкциях,
соответствующих степени огнестойкости основного
здания, отделяться от помещений сервисного обслуживания водителей,
пассажиров
или
их
транспортных
средств
противопожарными
перегородками 1-го типа и перекрытиями 3-го типа.
4.6. Не допускается объединять в едином здании:
- помещения сервисного обслуживания транспортных средств и
помещения сервисного обслуживания водителей и пассажиров;
- помещения магазина,
в
котором
предусмотрена
продажа
легковоспламеняющихся
и
горючих
жидкостей,
и
помещения
общественного питания.
4.7. В зданиях сервисного обслуживания транспортных средств
допускается предусматривать не более трех постов технического
обслуживания.
Помещения различного функционального назначения
следует разделять перегородками,
выполненными
из
негорючих
материалов,
а
помещения,
предназначенные
для
установки
транспортных
средств
(кроме
мойки),
противопожарными
перегородками 1-го типа.
При проектировании АЗС, предназначенных для размещения
в
населенных пунктах, допускается предусматривать помещения постов
104
технического обслуживания только легковых автомобилей.
4.8. В зданиях АЗС запрещается предусматривать помещения для
проведения огневых и сварочных работ.
4.9. Помещения категорий В1 - В3, а также кладовые магазина
для хранения легковоспламеняющихся и горючих жидкостей следует
размещать у наружных стен зданий с оконными проемами.
Смазочные масла (включая отработанные) должны храниться в
емкостях общей вместимостью не более 1 куб. м, размещаемых либо
подземно, либо в специальном помещении, отделенном от соседних
помещений противопожарными перегородками 1-го типа и имеющим
самостоятельный выход непосредственно наружу здания.
4.10. Один
из эвакуационных выходов любого из помещений
следует предусматривать
не
в
сторону
площадок
для
АЦ,
топливораздаточных колонок и резервуаров для хранения топлива, за
исключением случаев, когда расстояние от выхода до указанных
сооружений и оборудования не менее 15 м.
4.11. Навесы должны выполняться из негорючих
материалов.
Устройство
навесов
над площадками для АЦ и над наземными
резервуарами для хранения топлива не допускается.
4.12. Технологические системы должны быть изготовлены и/или
размещены таким образом, чтобы обеспечивать их целостность и
работоспособность при воздействии на них возможных нагрузок (при
движении и остановке транспортных средств, подвижках грунта и
т.п.), определяемых проектом на АЗС.
4.13. Блоки и контейнеры хранения топлива на блочных
и
контейнерных АЗС соответственно, а также ТРК традиционных и
модульных АЗС должны быть защищены от повреждения транспортными
средствами. На АЗС для заправки крупногабаритной техники (грузовые
автомобили, автобусы, строительная и сельскохозяйственная техника
и т.п.) крепление защитных устройств к блокам и контейнерам
хранения топлива не допускается.
4.14. Покрытие проездов, заправочных островков и площадок для
АЦ должно проектироваться стойким к воздействию нефтепродуктов.
4.15. Надземная
часть колодцев для инженерных сооружений
должна быть не менее 0,05 м. Конструкция
колодцев
должна
обеспечивать предотвращение попадания в них грунтовых вод.
4.16. Площадка для АЦ должна отвечать следующим требованиям:
- оборудована
отбортовкой
высотой
не
менее 150 мм и
трубопроводом для отвода самотеком проливов в подземный аварийный
резервуар при возможной разгерметизации патрубка АЦ;
- оборудована пандусами (пологими бортами
площадки)
для
безопасного въезда и выезда автоцистерны;
- аварийный
резервуар
и
сбросной
трубопровод
должны
обеспечивать слив топлива с площадки без его перелива на остальную
территорию АЗС;
- аварийный
резервуар должен быть выполнен из негорючих
материалов, исключающих проникновение топлива в грунт. Объем этого
резервуара должен превышать не менее чем на 10% объем используемых
на АЗС автоцистерн. Трубопровод для отвода проливов топлива должен
оканчиваться на расстоянии не более 0,1 м от дна указанного
резервуара. Аварийный резервуар перед началом эксплуатации АЗС
должен быть заполнен водой в количестве, обеспечивающем ее уровень
в этом резервуаре не менее 0,3 м. Аварийный резервуар должен быть
оснащен
трубопроводом
деаэрации,
отвечающим
требованиям,
предъявляемым настоящими
нормами
к
трубопроводу
деаэрации
резервуаров для хранения топлива, патрубками для его опорожнения
закрытым способом и замера уровня воды. Указанные патрубки должны
быть снабжены герметично закрывающимися заглушками;
- глубина заложения
аварийного
резервуара
и
прокладка
трубопроводов
для
отвода
проливов
должны
обеспечивать
предотвращение замерзания в них воды в зимний период;
- сбросной трубопровод и лоток (трубопровод) отвода ливневых
стоков следует оснащать запорной арматурой (заглушками, задвижками
и т.п.).
4.17. Расположение транспортных средств на площадке для их
стоянки не должно препятствовать свободному выезду транспортных
средств с ее территории.
4.18. Фундаменты
для контейнеров хранения топлива должны
105
исключать скопление топлива под резервуарами. Высота фундамента
должна быть не менее 0,2 м по отношению к прилегающей к нему
площадке, его размеры в плане должны превышать размеры контейнера
хранения топлива не менее чем на 0,5 м во все стороны, а верхняя
поверхность фундамента должна иметь уклоны от резервуаров в
сторону краев фундамента не менее 2 град.
4.19. В случае применения ограждающих конструкций контейнеров
хранения топлива и их технологических отсеков эти конструкции
должны выполняться в виде продуваемых преград с равномерным по
площади ограждений расположением отверстий. Отношение площади
отверстий к полной площади преграды должно быть не менее 50%.
Допускается использовать ограждающие конструкции с отношением
площади отверстий к площади преграды менее 50% при выполнении
требований п. 7.12.
4.20. При оснащении АЗС очистными сооружениями для атмосферных
осадков,
загрязненных нефтепродуктами, эти сооружения должны
отвечать следующим требованиям:
- оборудование
очистных
сооружений
должно располагаться
подземно с исключением свободного
пространства
между
этим
оборудованием и грунтом;
- емкости - накопители (при наличии) необходимо оснащать
датчиками уровня, обеспечивающими подачу сигнала оператору АЗС при
их номинальном заполнении;
- оборудование для опорожнения емкостей - накопителей от
нефтепродуктов должно обеспечивать осуществление этой операции
закрытым способом;
- линии деаэрации емкостей должны
отвечать
требованиям,
предъявляемым настоящими нормами к линиям деаэрации топливных
резервуаров;
- трубопроводы
для
жидкости
необходимо
оснащать
гидрозатворами;
- крышки люков для очистки песколовушек, устанавливаемых на
стоках атмосферных осадков, загрязненных нефтепродуктами, должны
быть
выполнены в виде решеток, обеспечивающих проветривание
песколовушек.
4.21. АЗС следует оборудовать молниезащитой в соответствии с
требованиями РД 34.21.122-87, но не ниже II категории.
4.22. Система заземления АЗС должна отвечать требованиям ПУЭ и
"Правил защиты от статического электричества в производствах
химической,
нефтехимической
и
нефтеперерабатывающей
промышленности".
Монтаж системы
заземления
следует производить до начала
пусконаладочных испытаний технологических систем АЗС.
4.23. Предусматривать на АЗС воздушные линии электропередачи
не допускается.
4.24. АЗС должны быть оснащены телефонной или радиосвязью, а
также системой громкоговорящей связи.
5. Общие требования к технологическому оборудованию
5.1. На
АЗС
должны
использоваться
ТРК, обеспечивающие
автоматическую
блокировку
подачи
топлива
при
номинальном
заполнении топливного бака транспортного средства.
Топливораздаточные колонки
рекомендуется
оснащать
устройствами, предотвращающими выход топлива при их повреждении.
5.2. Резервуары и трубопроводы для топлива и его паров должны
сохранять герметичность в течение не менее 10 лет при соблюдении
требований ТЭД на технологические системы.
5.3. Резервуары для хранения топлива должны быть оборудованы
системами контроля их герметичности.
Примеры указанных систем приведены в Приложении 5.
5.4. Подземные одностенные резервуары для хранения топлива
должны устанавливаться внутри оболочек, выполненных из материалов,
устойчивых к воздействию нефтепродуктов и окружающей среды в
условиях и в течение времени эксплуатации, а также исключающих
проникновение возможных утечек топлива в грунт из внутреннего
пространства,
образуемого
стенками
оболочек и резервуаров.
Свободное пространство между указанными стенками должно быть
106
заполнено
(с
уплотнением)
негорючим
материалом, способным
впитывать в себя топливо.
5.5. При
применении двухстенного резервуара для хранения
топлива следует
предусматривать
конструктивные
мероприятия,
направленные на исключение возможности образования взрывоопасной
смеси топлива (в результате разгерметизации внутренней стенки) в
его межстенном пространстве. В случае заполнения межстенного
пространства резервуара горючей жидкостью ее температура вспышки
не должна превышать 100 град. C.
Двухстенный резервуар
следует
оборудовать
системой
объединенного
или
непрерывного
контроля
герметичности его
межстенного
пространства,
обеспечивающей
автоматическую
сигнализацию о разгерметизации световым и звуковым сигналами
персоналу АЗС и автоматическое прекращение наполнения резервуара.
Для
двухстенных
резервуаров
традиционной
АЗС
допускается
предусматривать периодический контроль их герметичности.
5.6. Для
каждой
камеры многокамерного резервуара должны
выполняться мероприятия, предусматриваемые настоящими нормами для
однокамерного
резервуара.
Одновременное
хранение бензина и
дизельного топлива в
различных
камерах
одного
резервуара
допускается только в двухстенных резервуарах, камеры для бензина и
дизельного топлива которых разделены двумя
перегородками
с
обеспечением
контроля
герметичности
межперегородочного
пространства.
5.7. Ввод трубопроводов в резервуары для хранения топлива
должен осуществляться только в
местах,
расположенных
выше
номинального уровня заполнения их топливом. Устройство люков,
штуцеров, патрубков и т.п. ниже указанного уровня запрещается.
5.8. Трубопроводы
деаэрации
должны
быть
оснащены
огнепреградителями или дыхательными клапанами со
встроенными
огнепреградителями, сохраняющими работоспособность в любое время
года.
При размещении трубопровода деаэрации на расстоянии не менее
5 м (по горизонтали) от проездов высота расположения его верхнего
среза по отношению к прилегающей площадке должна быть не менее
2,5 м. Если это расстояние менее 5 м, то его высота определяется
соотношением
Hтр = Hм + 50D,
где Hтр - высота верхнего среза трубопровода линии деаэрации,
определяемая от уровня прилегающих к нему пешеходных дорожек и
проездов для транспортных средств, м;
Hм - максимальная высота транспортного средства, допускаемого
для заправки на АЗС, м, но не менее 2 м;
D - внутренний диаметр трубопровода линии деаэрации, м.
На трубопроводах деаэрации перед дыхательными клапанами или
огнепреградителями рекомендуется устанавливать запорную арматуру.
5.9. Оснащение линии деаэрации должно обеспечивать возможность
контроля ее пропускной способности во время эксплуатации.
5.10. Резервуары (камеры) рекомендуется оснащать раздельными
системами деаэрации. Допускается для резервуаров
(камер)
с
одинаковым видом топлива использование общей газоуравнительной
системы при
условии
установки
огнепреградителей
в
узлах
подсоединения трубопроводов этой системы к резервуарам (камерам).
Устройство общей газоуравнительной системы между резервуарами
(камерами) с бензином и дизельным топливом не допускается.
5.11. Резервуары для хранения топлива должны быть оборудованы
системами предотвращения их переполнения, обеспечивающими при
достижении 90-процентного заполнения
резервуара
сигнализацию
световым и звуковым сигналами персоналу АЗС, а при 95-процентном
заполнении - автоматическое прекращение наполнения резервуара не
более чем за 5 с. Если особенности технологической системы
позволяют осуществлять прекращение наполнения резервуара топливом
только в автоматическом режиме, то допускается вместо указанной
сигнализации предусматривать
сигнализацию
об
автоматическом
прекращении наполнения при достижении 95-процентного заполнения.
5.12. Если
вероятность
отказа
автоматических
систем
107
предотвращения переполнения резервуаров, непрерывного контроля
герметичности
межстенного
пространства
резервуаров
и
трубопроводов, обнаружения утечек топлива или его паров, а также
контроля пропускной способности линий деаэрации или рециркуляции
-3
превышает 10
в год, то следует предусматривать либо дублирование
их элементов, обеспечивающее выполнение функционального назначения
систем,
либо
самоконтроль
исправности,
обеспечивающий
автоматическое отключение ТРК и исключение возможности наполнения
резервуаров при возможных неисправностях указанных систем.
5.13. Конструкция
технологической
системы
должна
предусматривать
возможность
проведения
пожаробезопасных
периодических испытаний на герметичность топливного оборудования
непосредственно на АЗС. Требования к периодичности указанных
испытаний должны быть отражены в ТЭД.
5.14. Технологические системы рекомендуется оснащать системами
флегматизации свободного пространства инертным газом или иными
системами, исключающими воспламенение и/или сгорание паровоздушной
смеси топлива внутри технологического оборудования.
5.15. Все трубопроводы для топлива и его паров, расположенные
над землей или в свободном пространстве шахт резервуаров и
технологических
колодцев,
должны
удовлетворять
следующим
требованиям:
- выполнены из металла;
- соединение фланцев должно осуществляться по принципу "шип паз";
- соединения трубопроводов должны обеспечивать их надежность в
условиях и в течение времени эксплуатации, регламентированных
требованиями ТЭД;
- соединения должны оснащаться устройствами, исключающими их
саморазъединение, и быть опломбированы.
5.16. Одностенные подземные трубопроводы для топлива и его
паров следует располагать на глубине не менее 0,4 м в заглубленных
лотках, исключающих проникновение возможных утечек топлива за их
пределы.
Лотки следует заполнять (с уплотнением) негорючим материалом.
При использовании двухстенных трубопроводов (труба в трубе) с
разъемными соединениями (при наличии), обеспечивающими раздельную
герметизацию внутреннего и внешнего трубопроводов, устройство
лотка допускается не предусматривать.
5.17. Наполнение
резервуаров
топливом
из
АЦ
должно
осуществляться через трубопровод налива, проложенный подземно, и с
использованием устройств, препятствующих распространению пламени
по линии наполнения резервуара.
5.18. Между
устройством
для
подсоединения
напорно
всасывающего рукава АЦ и трубопроводом налива
должна
быть
установлена
запорная
арматура. Эту арматуру допускается не
предусматривать в случае применения устройств, самозакрывающихся
при расстыковке их соединения с напорно - всасывающим рукавом АЦ.
Оборудование, устанавливаемое
на
трубопроводе
налива
(соединительные устройства, запорная арматура, огнепреградители,
фильтры, расходомеры и т.п.), должно размещаться в приямке или
колодце, находящемся у площадки для АЦ или на самой площадке, с
обеспечением мер
по
предотвращению
повреждения
указанного
оборудования в результате наезда транспортных средств.
Стенки приямка (колодца) должны быть выполнены из негорючих
материалов и располагаться на расстоянии не менее 2 м от наземно
(надземно) расположенного технологического оборудования АЗС, а
также от технологических шахт подземных резервуаров. Допускается
изготовление колодцев из трудногорючих материалов при условии
заполнения его свободного пространства негорючим материалом.
5.19. При наличии в конструкции технологической системы линии
рециркуляции паров топлива из резервуара в АЦ указанная линия
должна удовлетворять следующим требованиям:
- на линии рециркуляции перед узлами подсоединения ее к АЦ и
резервуару должны быть установлены огнепреградители. Конструкция
узлов подсоединения линии рециркуляции к АЦ должна обеспечивать
автоматическое закрытие этих линий при расстыковке;
108
- линия
рециркуляции
должна
быть
оборудована обратным
клапаном, открывающимся при достижении давлением в резервуаре
величины, соответствующей либо напору столба топлива в АЦ (при
сливе самотеком), либо - напору насоса перекачивания топлива из АЦ
в резервуар. Обратные клапаны должны герметично закрываться при
перекрытии трубопровода налива или
обесточивании
указанного
насоса;
- в случае, если рециркуляция паров топлива осуществляется при
перекрытом
трубопроводе деаэрации резервуара, технологическая
система
должна
быть
оборудована
системой
автоматического
непрерывного контроля за давлением в ее паровом пространстве. При
использовании дыхательного клапана на трубопроводе деаэрации с
давлением
срабатывания,
превышающим
давление
срабатывания
обратного клапана линии рециркуляции (рециркуляция осуществляется
без перекрытия трубопровода деаэрации), указанную систему контроля
допускается не предусматривать;
- между узлом подсоединения трубопровода линии рециркуляции к
резервуару рекомендуется, а между узлом подсоединения к АЦ и этим
трубопроводом
следует
в
обязательном порядке устанавливать
запорную арматуру;
- участки трубопроводов линии рециркуляции, расположенные в
свободном пространстве, не должны иметь разборных соединений.
5.20. При наличии в конструкции технологической системы линии
рециркуляции паров топлива из топливного бака
транспортного
средства
в
резервуар
указанная линия должна удовлетворять
следующим требованиям:
- в местах присоединения трубопровода линии рециркуляции к
резервуарам и к ТРК должны быть установлены огнепреградители и
обратные клапаны. В случае, если огнепреградитель и обратный
клапан предусмотрен конструкцией ТРК, их дополнительную установку
перед ТРК допускается не предусматривать;
- обратные клапаны должны открываться при достижении давления
паров в трубопроводе линии рециркуляции, создаваемого насосом
откачки паров топлива, и герметично закрываться при обесточивании
указанного насоса;
- на трубопроводе
рециркуляции
перед
огнепреградителем,
установленном
на
резервуаре,
а
также
перед ТРК, должна
устанавливаться запорная арматура.
Если
указанная
арматура
предусмотрена конструкцией ТРК, то ее дополнительную установку
допускается не предусматривать;
- участки трубопроводов линии рециркуляции, расположенные в
свободном пространстве, не должны иметь разборных соединений.
5.21. Линии выдачи топлива должны быть оборудованы обратными
клапанами, открывающимися давлением или разрежением, создаваемым
насосами этих линий, и герметично закрывающимися при обесточивании
указанных насосов.
5.22. Оборудование технологических систем должно обеспечивать
осуществление операций по приему, хранению и выдаче топлива,
опорожнению и обесшламливанию (удалению подтоварной воды), а также
испытанию на
герметичность
только
закрытым
способом
(за
исключением наполнения топливных баков транспортных средств).
5.23. Конструкция
резервуаров
должна
предусматривать
возможность
проведения механизированной пожаровзрывобезопасной
очистки от остатков хранимого топлива, дегазации и продувки при их
ремонте.
5.24. Запорная
арматура,
устанавливаемая
на
топливном
оборудовании,
должна
быть
выполнена
по
первому
классу
герметичности по ГОСТ 9544.
5.25. Крышки,
заглушки
и соединения фланцев, патрубков,
штуцеров и т.п., расположенных на топливном оборудовании АЗС,
должны
оборудоваться
прокладками,
выполненными
из
неискрообразующих
материалов,
устойчивых
к
воздействию
нефтепродуктов и окружающей среды в условиях эксплуатации, и
соединяться с обеспечением герметичности. Указанные крышки и
заглушки, которые предусматривается открывать при эксплуатации
АЗС, должны быть выполнены из неискрообразующих материалов.
5.26. Стенки технологических шахт резервуаров и колодцев, в
которых размещается оборудование с топливом или его парами, а
109
также
имеется свободное пространство, должны выполняться из
негорючего
материала.
В
остальных
случаях
допускается
использование
трудногорючих
материалов.
Устройство
крышек
технологических шахт или колодцев, в которых имеется указанное
оборудование,
должно
исключать возможность попадания в них
атмосферных осадков и искрообразования при открытии - закрытии
крышки. Крепление крышек должно обеспечивать сброс избыточного
давления при возможном воспламенении паров топлива внутри шахт и
колодцев (самооткидывание крышки с исключением возможности ее
отрыва). Высота наземной части этих шахт и колодцев должна быть не
менее 0,2 м.
5.27. Конструкция резервуаров для хранения топлива должна
исключать необходимость проведения на них сварочных работ при
монтаже на строительной площадке.
5.28. Электрооборудование
АЗС
должно
соответствовать
требованиям "Правил устройства
электроустановок"
и
"Правил
эксплуатации электроустановок потребителей".
Технологические системы должны быть оснащены устройствами для
подсоединения
их
оборудования
к
контуру
заземления АЗС,
выполненными в соответствии с требованиями ПУЭ и с учетом наличия
взрывоопасных зон.
Для контроля
заземления
АЦ
рекомендуется
применять
специализированные
автоматизированные
устройства
заземления,
осуществляющие автоматическое прекращение наполнения резервуара
или сигнализацию при неисправности системы заземления АЦ.
Технологические системы
рекомендуется
оснащать
датчиками
контроля заряда статического электричества, позволяющими в случае
превышения его допустимых значений осуществлять предупредительную
сигнализацию и автоматическое прекращение наполнения резервуара
топливом из АЦ.
5.29. На
АЗС
следует
предусматривать
централизованное
отключение электропитания.
Технологические системы,
наполнение
резервуаров
которых
предусматривается посредством их насосного оборудования, должны
быть оснащены (независимо от автоматического выключения насосов)
ручными
выключателями
электропитания
этого
оборудования,
располагаемыми как в помещении операторной, так и у насосов или
площадки для АЦ.
6. Специфические требования
к технологическому оборудованию традиционных
и блочных АЗС
6.1. Резервуары
традиционных
АЗС
могут
выполняться
одностенными или двухстенными. Расстояние от планировочной отметки
до резервуара должно быть не менее 0,2 м.
6.2. Конструкции технологической шахты и вводов трубопроводов
через ее стенки должны исключать возможность проникновения утечек
топлива из нее в окружающий грунт.
6.3. Штоки приводов запорной арматуры, горловина замерного
патрубка,
устройства
крепления
датчиков,
находящихся
в
технологической
шахте,
должны
быть
введены
на
высоту,
обеспечивающую свободный доступ к ним снаружи шахты.
6.4. Допускается использование для нескольких ТРК
общего
трубопровода подачи бензина или дизельного топлива из одного или
нескольких резервуаров при условии наличия запорной арматуры на
этих трубопроводах перед каждой ТРК и каждым резервуаром.
6.5. На блочных АЗС, наряду с указанными выше, необходимо
учитывать следующие требования:
- резервуары для хранения топлива должны быть двухстенными;
- крепление
узла
подсоединения
технологической шахты к
двухстенному резервуару должно осуществляться в заводских условиях
при помощи герметичных соединений;
- стенки и крышки технологических шахт должны быть выполнены
только из негорючих материалов;
- при наличии свободных пространств в технологических шахтах,
а также в технологических колодцах с топливным оборудованием,
расположенных
в
пределах
заправочных
островков,
должна
110
предусматриваться система непрерывного автоматического контроля за
концентрацией паров топлива. Указанная система должна обеспечивать
подачу звукового и светового сигналов при превышении у дна шахты
концентрации паров топлива величины, равной 20% значения нижнего
концентрационного предела распространения пламени (НКПР), а также
отключение электропитания насосов линии выдачи и автоматическое
прекращение операции наполнения резервуаров.
7. Специфические требования
к технологическому оборудованию модульных
и контейнерных АЗС
7.1. Резервуары
для
хранения топлива должны выполняться
двухстенными. Допускается использовать резервуары с одностенным
перекрытием
(верхней
стенкой),
герметизирующим
внутренний
резервуар и межстенное пространство.
7.2. На АЗС, размещаемых вне территории населенных пунктов и
предприятий, допускается использование технологических систем с
одностенными резервуарами при выполнении требований, изложенных в
Приложении 4.
7.3. При
заполнении
межстенного
пространства резервуара
горючей жидкостью под резервуаром должен устанавливаться поддон,
выполненный из негорючих материалов и исключающий растекание этой
жидкости за пределы поддона при разгерметизации внешней стенки
резервуара.
7.4. Внутренние
резервуары
должны
быть
оснащены
предохранительными
мембранами
или
клапанами
с
давлением
срабатывания не более 130 кПа. Требуемая площадь сбросных сечений
предохранительных мембран или клапанов в зависимости от объема
резервуаров приведена в таблице 4 (для определения площадей
разгерметизации
резервуаров
с объемом от 5 до 40 куб. м
допускается линейная интерполяция). Для обеспечения требуемой
площади
разгерметизации
допускается использование нескольких
предохранительных мембран или клапанов.
Таблица 4
+----------------------------------------------------------------+
¦Объем резервуара, куб. м¦ 5 ¦ 8 ¦ 10 ¦ 13 ¦ 15 ¦ 20 ¦ 30 ¦ 40 ¦
+------------------------+----+----+----+----+----+----+----+----¦
¦Величина сбросного
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦сечения, кв. см
¦ 25 ¦ 35 ¦ 40 ¦ 48 ¦ 53 ¦ 64 ¦ 84 ¦ 94 ¦
+----------------------------------------------------------------+
7.5. Технологические
отсеки
контейнеров хранения топлива
следует отделять от резервуаров противопожарными перегородками
1-го
типа.
Рекомендуется оборудовать технологические отсеки
автоматическими
установками
пожаротушения
(например,
самосрабатывающими огнетушителями).
7.6. Наполнение резервуаров для хранения
топлива
должно
осуществляться
только
посредством
насоса
перекачивания
технологической системы АЗС.
Использование
насоса
АЦ
для
наполнения указанных резервуаров не допускается.
7.7. Трубопроводы наполнения должны
оснащаться
обратными
клапанами,
препятствующими
обратному
току
жидкости
при
обесточивании технологической системы. Обратные клапаны должны
быть отрегулированы на открытие при достижении рабочего давления в
линии
наполнения,
создаваемого
соответствующими
насосами.
Указанные трубопроводы должны дополнительно оснащаться аварийной
запорной
арматурой,
установленной
в
верхней
точке
этих
трубопроводов (над резервуаром), с обеспечением свободного доступа
к ней.
7.8. В
нижней
части технологических отсеков контейнеров
хранения
топлива
необходимо
предусматривать
поддоны.
При
использовании под технологическим оборудованием отсека общего
поддона последний необходимо секционировать. Высота перегородок
секций должна быть равна половине высоты стенок поддона. Емкость
поддона должна обеспечивать полную вместимость пролива топлива при
111
поступлении его из места разгерметизации в течение времени,
необходимого для ликвидации утечки с учетом количества топлива,
находящегося в трубопроводах между местами их перекрытия. При этом
высота борта не должна быть менее 150 мм.
7.9. На технологических системах модульных АЗС соединение
трубопровода подачи топлива к ТРК
с
трубопроводом
выдачи
контейнера хранения топлива должно располагаться над поддоном
технологического отсека. Трубопровод подачи топлива к ТРК должен
прокладываться подземно.
7.10. На трубопроводе выдачи топлива должна быть установлена
запорная
арматура,
располагаемая
в
технологическом отсеке
контейнера хранения топлива, в местах свободного доступа к ней.
7.11. Допускается использование для нескольких ТРК общего
трубопровода подачи бензина или дизельного топлива только из
одного резервуара (камеры) контейнера хранения топлива при условии
наличия запорной арматуры перед каждой ТРК.
7.12. При использовании в качестве ограждающих конструкций для
контейнеров хранения топлива преград
с
отношением
площади
отверстий к площади преграды менее 50% следует либо выводить
горловины патрубков для метроштоков за
пределы
ограждающих
конструкций
контейнеров
и
оснащать технологические системы
двухстенными
трубопроводами,
находящимися
во
внутреннем
пространстве,
образуемом этими конструкциями, с обеспечением
непрерывного
автоматического
контроля
за
герметичностью
межтрубного пространства, либо оборудовать контейнеры хранения
топлива аварийной вентиляцией.
7.13. Аварийная вентиляция контейнера хранения топлива должна
отвечать следующим требованиям:
- автоматический запуск при превышении концентрации паров
топлива во внутреннем пространстве,
образуемом
ограждающими
конструкциями контейнера хранения топлива, величины, равной 10%
НКПР
(расстановка
датчиков
сигнализаторов
довзрывоопасных
концентраций
в
указанном
пространстве
должна обеспечивать
обнаружение утечки топлива или его паров из трубопроводов и
установленного на них оборудования);
- кратность воздухообмена должна обеспечивать непревышение
среднеобъемной концентрации паров топлива при аварийной ситуации
(выбор расчетного варианта аварии осуществляется в соответствии с
требованиями НПБ 105-95) величины, равной 20% НКПР;
- автоматическое отключение вентиляции в случае пожара в
контейнере хранения топлива;
- обеспечение электроснабжения системы вентиляции по первой
категории надежности по ПУЭ.
7.14. Наружные поверхности оборудования контейнера хранения
топлива, не защищенные от прямого воздействия солнечных лучей,
должны быть защищены рефлекторными покрытиями.
На боковых
поверхностях
резервуаров
или
ограждающих
конструкций (при их наличии) контейнеров хранения топлива должны
быть расположены полоса желтого цвета шириной 40 см с надписью
"ОГНЕОПАСНО", выполненной световозвращающей
краской
красного
цвета, а также надписи с указанием вида хранимого топлива (бензина
или дизельного топлива).
8. Требования к средствам пожаротушения
8.1. Для целей пожаротушения АЗС следует предусматривать:
- первичные средства пожаротушения;
- стационарные
установки
пожаротушения
(в
том
числе
автоматические);
- наружный противопожарный водопровод или водоем.
8.2. Тип, необходимое количество и
размещение
первичных
средств
пожаротушения
следует
выбирать
в
соответствии с
требованиями ППБ 01-93.
8.3. Наружное пожаротушение должно осуществляться не менее чем
от двух пожарных гидрантов или от противопожарного
водоема
(водоемов) общей вместимостью не менее 100 куб. м, расположенных
на расстоянии не более 200 м от АЗС.
Расход воды на наружное пожаротушение определяется расчетом
112
как суммарный расход воды, включающий максимальное из значений
расходов
на
пожаротушение зданий, и общий расход воды на
охлаждение наземных резервуаров.
Расход воды
на пожаротушение зданий АЗС определяется по
СНиП 2.04.02-84* (для зданий сервисного обслуживания водителей и
пассажиров,
а
также
зданий для персонала АЗС - как для
общественных
зданий,
для
зданий
сервисного
обслуживания
транспортных средств - как для производственных зданий). Общий
расход воды на охлаждение наземных резервуаров следует принимать
не менее 15 л/с.
8.4. Наружное противопожарное водоснабжение АЗС, располагаемых
вне населенных пунктов, допускается не предусматривать, если на
этих АЗС применяются только двухстенные наземные резервуары общей
вместимостью не более 40 куб. м или подземные резервуары и
отсутствуют помещения сервисного обслуживания.
На таких
АЗС
необходимо
предусматривать
дополнительные
стационарные или передвижные огнетушители. Тип дополнительных
огнетушителей и их количество определяются по согласованию с
территориальными подразделениями ГПС.
8.5. Помещения АЗС должны оборудоваться пожарной сигнализацией
и автоматическими установками пожаротушения в соответствии
с
НПБ 110-96. Оборудование пожарной сигнализацией помещений для
персонала АЗС с круглосуточным пребыванием в них людей допускается
не предусматривать.
С учетом требований ППБ 01-93 в качестве
автоматических
установок
пожаротушения
допускается
применение
модулей
пожаротушения в режиме самосрабатывания.
8.6. ТРК
рекомендуется
оснащать
самосрабатывающими
огнетушителями.
Приложение 1
(обязательное)
СОКРАЩЕНИЯ, ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Сокращения
АЗС - автозаправочная станция
АЦ - автоцистерна для транспортирования топлива
ВНИИПО - Всероссийский научно - исследовательский институт
противопожарной обороны
МИПБ - Московский институт пожарной безопасности
ГПС - Государственная противопожарная служба
ГУГПС - Главное управление Государственной противопожарной
службы
НКПР - нижний концентрационный предел распространения пламени
ПУЭ - Правила устройства электроустановок
ТРК - топливораздаточная колонка
ТЭД - технико - эксплуатационная документация
ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
+----------------------------------------------------------------+
¦
Термин
¦
Определение
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦
1
¦
2
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Блок хранения топлива
¦Основная часть технологической системы¦
¦
¦блочной АЗС, предназначенная для приема¦
¦
¦и хранения топлива, смонтированная на¦
¦
¦единой раме на заводе - изготовителе¦
¦
¦(как единое изделие) и устанавливаемая¦
¦
¦подземно
¦
113
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Двухстенный резервуар
¦Резервуар, представляющий
собой¦
¦
¦двухстенный сосуд (сосуд в сосуде)
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Газоуравнительная
¦Оборудование,
обеспечивающее¦
¦система
¦выравнивание
давления
паровой фазы¦
¦
¦топлива в группе резервуаров (камер),¦
¦
¦объединенных общей системой деаэрации ¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Закрытый способ переме- ¦Обращение горючего
вещества
внутри¦
¦щения горючего вещества ¦технологического
оборудования,
при¦
¦внутри технологического ¦котором
допускается
контакт
этого¦
¦оборудования
¦вещества с атмосферой
только
через¦
¦
¦устройство,
предотвращающее¦
¦
¦распространение пламени
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Заправочный островок
¦Технологическая площадка, предназна¦
¦
¦ченная для установки ТРК
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Площадка для АЦ
¦Технологическая
площадка,¦
¦
¦предназначенная для установки АЦ при¦
¦
¦сливоналивных операциях на АЗС
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Здание (помещение)
¦Здание (помещение), предназначенное для¦
¦сервисного обслуживания ¦обслуживания водителей и пассажиров
¦
¦водителей и пассажиров ¦
¦
¦(магазин сопутствующих ¦
¦
¦товаров, кафе, санузлы) ¦
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Здание (помещение)
¦Здание (помещение),
в
котором¦
¦сервисного обслуживания ¦предусматривается выполнение работ по¦
¦транспортных средств
¦техническому обслуживанию транспортных¦
¦(мойка и посты техни¦средств
¦
¦ческого обслуживания
¦
¦
¦автомобилей)
¦
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Контейнер хранения
¦Технологическая система, предназначен-¦
¦топлива
¦ная для приема, хранения и выдачи топ-¦
¦
¦лива, смонтированная на единой раме на¦
¦
¦заводе - изготовителе (как единое изде-¦
¦
¦лие) и устанавливаемая надземно
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Линия наполнения
¦Комплекс оборудования, с помощью кото-¦
¦
¦рого обеспечивается наполнение резерву-¦
¦
¦ара топливом из автоцистерны
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Линия выдачи
¦Комплекс оборудования, с помощью кото-¦
¦
¦рого обеспечивается подача топлива из¦
¦
¦резервуара к ТРК
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Линия деаэрации
¦Комплекс оборудования, с помощью кото-¦
¦
¦рого обеспечивается сообщение с атмос-¦
¦
¦ферой свободного пространства резервуа-¦
¦
¦ра
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Линия обесшламливания
¦Комплекс оборудования, с помощью кото-¦
¦
¦рого обеспечивается удаление подтовар-¦
¦
¦ной воды с включениями твердых частиц¦
¦
¦(шлама)
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Линия рециркуляции
¦Комплекс оборудования, с помощью кото-¦
¦
¦рого обеспечивается циркуляция паров¦
¦
¦топлива по замкнутому контуру (без вы-¦
¦
¦хода их в окружающее пространство) при¦
¦
¦сливоналивных операциях
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Многокамерный резервуар ¦Резервуар, внутреннее пространство ко-¦
¦
¦торого разделено герметичными перего-¦
114
¦
¦родками на несколько камер
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Насос перекачивания
¦Насос, входящий в состав технологичес-¦
¦
¦кой системы и обеспечивающий перекачи-¦
¦
¦вание топлива из автоцистерны в резер-¦
¦
¦вуар для хранения топлива
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Самосрабатывающий
¦Огнетушитель, срабатывающий
при воз-¦
¦огнетушитель
¦действии на него теплоты очага пожара ¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Свободное пространство ¦Внутреннее пространство шахты резервуа-¦
¦шахты резервуара или
¦ра или технологического колодца, запол-¦
¦технологического колодца¦ненное воздухом
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Система периодического ¦Комплекс оборудования, предназначенного¦
¦контроля герметичности ¦для определения герметичности резервуа-¦
¦резервуара
¦ров персоналом АЗС
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Система постоянного
¦Комплекс оборудования, предназначенного¦
¦контроля герметичности ¦для раннего обнаружения разгерметизации¦
¦резервуара (межстенного ¦резервуара (межстенного
пространства¦
¦пространства двухстен- ¦двухстенного резервуара) в автоматичес-¦
¦ного резервуара)
¦ком режиме
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Система объединенного
¦Комплекс оборудования, предназначенного¦
¦контроля герметичности ¦для периодического контроля герметич-¦
¦двухстенного резервуара ¦ности внешней и постоянного контроля¦
¦
¦внутренней стенок резервуара
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Технологическая система ¦Комплекс оборудования,
специально¦
¦
¦сконструированный, смонтированный и ис-¦
¦
¦пользуемый для приема, хранения и выда-¦
¦
¦чи топлива на АЗС
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Технологический отсек
¦Выгороженный участок
технологической¦
¦
¦системы, в котором размещается техноло-¦
¦
¦гическое оборудование
¦
+------------------------+---------------------------------------¦
¦Топливозаправочный пункт¦АЗС, размещаемая на территории предпри-¦
¦
¦ятия, на которой запрещена розничная¦
¦
¦продажа топлива
¦
+----------------------------------------------------------------+
Приложение 2
(обязательное)
ТРЕБОВАНИЯ К ТОПЛИВОЗАПРАВОЧНЫМ ПУНКТАМ
1. Минимальные расстояния от технологического оборудования и
сооружений топливозаправочного пункта до зданий, сооружений и
наружных установок предприятия, на котором он размещается, следует
принимать в соответствии с таблицей 2.1.
2. Помещение
операторной
топливозаправочного
пункта
допускается размещать в зданиях другого назначения категорий В или
Д при обеспечении визуального контроля из этого помещения за
процессами наполнения резервуаров из АЦ
и
выдачи
топлива
потребителям.
3. Эвакуационные выходы из близлежащих к топливозаправочному
пункту
зданий и сооружений предприятия, предназначенных для
одновременного пребывания 50 человек и менее, должны располагаться
на расстоянии не менее 12 м от наземно расположенного топливного
оборудования АЗС и площадок для АЦ, а более 50 человек - не менее
15 м.
115
Таблица 2.1
+----------------------------------------------------------------+
¦ N ¦ Наименование зданий, ¦Подземные ¦Назем- ¦Топливо- ¦Площадка¦
¦п/п¦
сооружений
¦резервуары¦ные
¦раздаточ-¦ для АЦ ¦
¦
¦ и наружных установок ¦для топли-¦резер- ¦ные
¦
¦
¦
¦
¦ва и очис-¦вуары ¦колонки ¦
¦
¦
¦
¦тные
¦для
¦
¦
¦
¦
¦
¦сооружения¦топлива¦
¦
¦
+---+----------------------+----------+-------+---------+--------¦
¦ 1 ¦Производственные зда- ¦
30
¦
30 ¦
30
¦
30
¦
¦
¦ния и помещения кате-¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦горий А, Б, Г; наруж-¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦ные установки катего-¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦рий Ан, Бн, Вн, Гн; ¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦площадки
хранения¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦транспортных
средств¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦для перевозки опасных¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦грузов классов 2 - 4,¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦8 и подкласса 9.1 по¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦ГОСТ 19433
¦
¦
¦
¦
¦
+---+----------------------+----------+-------+---------+--------¦
¦ 2 ¦Производственные зда-¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦ния категорий В и Д,¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦помещения
категорий¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦В1 - В4 и Д, наружные¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦установки
категории¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦Дн:
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦здания I, II, IIIa (с¦
6
¦
12 ¦
6
¦
9
¦
¦
¦нулевым пределом рас- ¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦пространения огня ог-¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦раждающих конструкций¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦стен и покрытий) сте-¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦пени
огнестойкости¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦здания III, IIIa сте-¦
9
¦
16 ¦
9
¦
12
¦
¦
¦пени огнестойкости
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦здания IIIб, IV, IVa,¦
12
¦
20 ¦
12
¦
18
¦
¦
¦V степени огнестойкос-¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦ти и наружные установ-¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦ки категории Дн
¦
¦
¦
¦
¦
+---+----------------------+----------+-------+---------+--------¦
¦ 3 ¦Административные и бы-¦
18
¦
25 ¦
18
¦
25
¦
¦
¦товые здания
¦
¦
¦
¦
¦
+---+----------------------+----------+-------+---------+--------¦
¦ 4 ¦Открытые площадки
и¦
6
¦
12 ¦
6
¦
9
¦
¦
¦навесы
для хранения¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦транспортных средств ¦
¦
¦
¦
¦
+---+----------------------+----------+-------+---------+--------¦
¦ 5 ¦До оси внутренних же-¦
10
¦
15 ¦
10
¦
15
¦
¦
¦лезнодорожных
путей¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦предприятия
¦
¦
¦
¦
¦
+---+----------------------+----------+-------+---------+--------¦
¦ 6 ¦До края проезжей части¦
5
¦
9 ¦
5
¦
9
¦
¦
¦автомобильных
дорог¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦предприятия
¦
¦
¦
¦
¦
+---+----------------------+----------+-------+---------+--------¦
¦ 7 ¦Здания и сооружения с¦
100
¦ 100 ¦
100
¦ 100
¦
¦
¦наличием радиоактивных¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦и вредных веществ 1 и¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦2
классов опасности¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦по ГОСТ 12.1.007; пло-¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦щадки хранения транс-¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦портных средств
для¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦перевозки опасных гру-¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦зов классов 1, 5 - 7 и¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦подкласса 9.2 по
¦
¦
¦
¦
¦
¦
¦ГОСТ 19433
¦
¦
¦
¦
¦
116
+----------------------------------------------------------------+
Примечания. 1. Расстояния по поз. 2 до зданий не нормируются,
а по поз. 3 допускается уменьшать на 50%, если стена здания,
обращенная в сторону топливозаправочного пункта, противопожарная
без проемов.
2. В таблице 2.1 приведены расстояния до очистных сооружений,
относящихся к топливозаправочному пункту и отвечающих требованиям
настоящих норм. Расстояния до очистных сооружений предприятия
определяются в зависимости от их категории.
3. Расстояния по поз. 4 приведены до площадок
хранения
легкового и мототранспорта в количестве не более 10 единиц. При
увеличении этого количества до 50 единиц указанные расстояния
должны быть увеличены на 30%, а свыше 50 единиц - на 60%.
При организации стоянок для других
транспортных
средств
указанное в таблице 3 расстояние следует увеличивать на 50%.
4. При размещении в зданиях категорий В и Д
помещений
категорий А, Б, Г расстояние до стен (перегородок) этих помещений
должно приниматься не менее 30 м.
Приложение 3
(обязательное)
ТРЕБОВАНИЯ К ПЕРЕДВИЖНЫМ АВТОЗАПРАВОЧНЫМ СТАНЦИЯМ
I. Требования к технологическому
оборудованию
1. Единичная
вместимость
резервуаров
(камер)
ПАЗС,
предназначенных для использования
на
территории
населенных
пунктов, не должна превышать 10 куб. м, а ПАЗС, предназначенных
для использования вне населенных пунктов, - 20 куб. м.
2. Использование
автотопливозаправщиков
в
качестве ПАЗС
запрещается.
3. Технологическая система ПАЗС должна отвечать требованиям,
предъявляемым к
технологической
системе
АЗС
с
надземным
расположением резервуаров, при этом:
- использование одностенных резервуаров и
двухстенных
с
одностенным перекрытием не допускается;
- система
непрерывного
автоматического
контроля
за
герметичностью межстенного пространства резервуара ПАЗС должна
обеспечивать сохранение своей работоспособности как во время
движения ПАЗС (с учетом возможных вибраций), так и при остановке
ПАЗС;
- дублирование элементов системы предотвращения перелива при
наполнении резервуаров ПАЗС допускается не предусматривать;
- предохранительные мембраны резервуаров ПАЗС должны быть
защищены от механических повреждений с обеспечением сохранения
площади
сбросного сечения при возможном опрокидывании ПАЗС.
Оснащение резервуаров ПАЗС предохранительными клапанами взамен
предохранительных мембран не допускается;
- высота
верхнего
среза
трубопровода
линии
деаэрации
резервуара ПАЗС, определяемая от уровня проездов для транспортных
средств, должна быть не менее 2,5 м;
- дыхательный клапан должен устанавливаться над резервуаром
ПАЗС с обеспечением проветривания окружающего его пространства.
Конструкция
дыхательного
клапана
должна
обеспечивать
предотвращение выхода через него жидкой
фазы
топлива
при
опрокидывании ПАЗС.
4. Допускается использование для
нескольких
ТРК
общего
трубопровода подачи бензина или дизельного топлива из резервуара
ПАЗС при условии наличия запорной арматуры на этом трубопроводе
перед каждой ТРК.
117
5. Внутренний резервуар должен оборудоваться устройствами,
предотвращающими в нем образование волны топлива при движении
ПАЗС.
6. Все
подходящие к резервуару ПАЗС трубопроводы должны
выполняться только с
верхней
разводкой.
Места
соединения
патрубков, смотровых окон, штуцеров и т.п. с резервуаром должны
располагаться выше уровня топлива при номинальном заполнении
резервуара.
7. Конструкция ПАЗС должна обеспечивать возможность заполнения
резервуара ПАЗС с полным опорожнением трубопровода наполнения от
жидкого топлива. На трубопроводе наполнения в месте подсоединения
его
к
резервуару
должен быть установлен огнепреградитель.
Указанный трубопровод должен быть оснащен запорной арматурой,
устанавливаемой у заправочной муфты (если последняя не является
самозакрывающейся при расстыковке соединения) и над цистерной.
8. ТРК
должны
устанавливаться в технологическом отсеке,
располагаемом в задней торцевой части (днище) резервуара ПАЗС.
Технологический отсек должен быть оборудован поддоном для сбора
малых утечек топлива.
9. Электропитание
ТРК
должно
осуществляться
либо
от
независимого источника (при установке ПАЗС на территории АЗС с
подземным расположением резервуаров для хранения топлива), либо от
электрогенератора
или
аккумуляторов
ПАЗС.
Расстояние
от
технологического
отсека и дыхательного клапана до моторного
отсека, выпускной трубы базового автомобиля, электрогенератора и
аккумуляторов должно быть не менее 3 м.
Подсоединительные разъемы кабелей электропитания и сигнальных
кабелей
должны иметь механические крепления, предотвращающие
случайное их отсоединение. Отключение электропитания насосов линии
выдачи должно обеспечиваться из технологического отсека и кабины
водителя ПАЗС.
10. На линии выдачи рекомендуется предусматривать погружные
насосы, жестко устанавливаемые в резервуаре на расстоянии не менее
чем 0,05 м выше нижнего среза трубопровода наполнения.
В случае, если установка насосов
линии
выдачи
топлива
предусмотрена
в технологическом отсеке ПАЗС или конструкция
погружных насосов не обеспечивает прекращение поступления топлива
по
трубопроводу этой линии по принципу "сифона", указанный
трубопровод должен оснащаться обратным клапаном, препятствующим
обратному току топлива при обесточивании насосов и открывающимся
только при достижении разрежения или давления в этом трубопроводе,
соответствующих разрежению или давлению, создаваемому насосом
линии выдачи. Обратный клапан должен быть установлен либо внутри
резервуара, либо в верхней точке трубопровода выдачи топлива. Над
резервуаром (у места подсоединения трубопровода линии выдачи к
резервуару) должна быть установлена запорная арматура.
Выдача топлива потребителям самотеком запрещается.
11. Исполнение
оборудования
ПАЗС
должно предусматривать
возможность
проведения
периодических
гидравлических
или
пневматических
(инертным
газом)
испытаний
резервуара
и
трубопроводов на герметичность в соответствии с требованиями ТЭД
на
ПАЗС, а также возможность пожаровзрывобезопасной очистки
резервуаров от остатков хранимого топлива закрытым способом,
дегазации и проветривания при подготовке их к ремонту.
12. ПАЗС должны оснащаться
четырьмя
выдвижными
опорами
устойчивости,
снабженными
креплениями для установки на них
барьеров, ограничивающих подъезд транспортных средств к ПАЗС не
менее
чем
на
1
м. Опоры и барьеры должны окрашиваться
световозвращающими красками с хорошо заметным рисунком (например,
штриховкой). ПАЗС должны быть оборудованы проблесковыми маячками
оранжевого цвета.
13. Шасси базового автомобиля ПАЗС должно отвечать требованиям
ГОСТ Р 50913.
II. Требования к площадкам для размещения ПАЗС
14. Размещение ПАЗС в пределах населенных пунктов допускается
только на территории традиционных АЗС в период проведения на АЗС
118
регламентных и ремонтных работ, не связанных с огневыми работами,
заполнением и выдачей топлива с использованием оборудования этих
АЗС. Во время нахождения ПАЗС на территории традиционных АЗС
эксплуатация зданий сервисного обслуживания не допускается. При
размещении ПАЗС вне населенных пунктов, а также в исключительных
случаях на их территории, ее следует устанавливать на специально
оборудованных
для
этой цели площадках, предусматриваемых в
районах, недостаточно обеспеченных АЗС других
типов.
Места
расположения
таких
площадок
должны
быть
согласованы
с
территориальными подразделениями
ГПС
с
учетом
требований,
предъявляемых для АЗС с наземными резервуарами, и следующих
положений:
- на территории традиционных автозаправочных станций ПАЗС
должны размещаться рядом с заправочным островком на одном из
проездов таким образом, чтобы был обеспечен безопасный подъезд
транспортных средств для заправки по противоположному проезду,
относящемуся к этому островку. При этом спереди и сзади ПАЗС
следует устанавливать временные ограждения;
- площадка для установки ПАЗС должна выбираться из условия
возможности только одностороннего подъезда к ней транспортных
средств с продольной стороны ПАЗС;
- расстояния от ПАЗС до зданий и сооружений следует принимать
в соответствии с таблицей 1 (как для наземных резервуаров).
Расстояние от ПАЗС до приемных колодцев ливневой канализации (при
их наличии) должно быть не менее 10 м;
- площадка для установки ПАЗС и подъезды к ней должны иметь
твердое покрытие, исключающее проникновение топлива в грунт;
- площадка для установки ПАЗС должна оснащаться устройством
подсоединения заземления ПАЗС, отвечающего требованиям ПУЭ.
Приложение 4
(обязательное)
ТРЕБОВАНИЯ К АЗС, НА КОТОРЫХ ПРЕДУСМАТРИВАЕТСЯ
ПРИМЕНЕНИЕ ОДНОСТЕННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
С НАЗЕМНЫМ РАСПОЛОЖЕНИЕМ
1. Применение одностенных резервуаров с наземным расположением
допускается только на АЗС, размещаемых вне территорий населенных
пунктов и предприятий, при выполнении требований настоящих норм, а
также с учетом изложенных ниже положений.
2. Разделение контейнерной АЗС на типы А и Б проводится исходя
из условий:
тип А - если общая вместимость резервуаров АЗС от 20 до
60 куб. м;
тип Б - если общая вместимость резервуаров
АЗС не более
20 куб. м.
Общая вместимость резервуаров модульной АЗС должна составлять:
для типа А - от 40 до 100 куб. м, для типа Б - не более 40 куб. м.
Единичная вместимость
резервуаров
не
должна
превышать
10 куб. м.
3. Минимальные расстояния от АЗС до объектов, не относящихся к
АЗС, принимаются в соответствии с таблицей 4.1.
Таблица 4.1
+----------------------------------------------------------------+
¦ N ¦
Наименование зданий,
¦Расстояние, м, от АЗС типа¦
¦п/п¦ сооружений и других объектов
+--------------------------¦
¦
¦
¦
А
¦
Б
¦
+---+---------------------------------+--------------------------¦
¦ 1 ¦Производственные, складские и
¦
30
¦
¦
¦административно - бытовые здания ¦
¦
119
¦
¦и сооружения промышленных пред- ¦
¦
¦
¦приятий (за исключением указанных¦
¦
¦
¦в поз. 10)
¦
¦
+---+---------------------------------+--------------------------¦
¦ 2 ¦Лесные массивы:
¦
¦
¦
¦
¦хвойных и смешанных пород
¦
50
¦
40
¦
¦
¦лиственных пород
¦
20
¦
15
¦
+---+---------------------------------+------------+-------------¦
¦ 3 ¦Жилые и общественные здания
¦
100
¦
50
¦
+---+---------------------------------+--------------------------¦
¦ 4 ¦Места массового скопления людей¦
100
¦
¦
¦(остановки общественного транс-¦
¦
¦
¦порта, рынки и т.п.)
¦
¦
+---+---------------------------------+--------------------------¦
¦ 5 ¦Индивидуальные гаражи и открытые ¦
40
¦
30
¦
¦
¦стоянки для автомобилей
¦
¦
¦
+---+---------------------------------+--------------------------¦
¦ 6 ¦Торговые палатки и киоски
¦
50
¦
+---+---------------------------------+--------------------------¦
¦ 7 ¦Автомобильные дороги общей сети ¦
¦
¦
¦
¦(край проезжей части):
¦
¦
¦
¦
¦I, II и III категории
¦
25
¦
20
¦
¦
¦IV и V категории
¦
15
¦
12
¦
+---+---------------------------------+--------------------------¦
¦ 8 ¦Железные дороги общей сети (до
¦
30
¦
¦
¦подошвы насыпи или бровки выемки)¦
¦
+---+---------------------------------+--------------------------¦
¦ 9 ¦Очистные канализационные сооруже-¦
40
¦
30
¦
¦
¦ния и насосные станции, не отно-¦
¦
¦
¦
¦сящиеся к АЗС
¦
¦
¦
+---+---------------------------------+------------+-------------¦
¦ 10¦Технологические установки катего-¦
100
¦
100
¦
¦
¦рий Ан, Бн, Гн, здания и сооруже-¦
¦
¦
¦
¦ния с наличием радиоактивных и¦
¦
¦
¦
¦вредных веществ 1 и 2 классов ¦
¦
¦
¦
¦опасности по ГОСТ 12.1.007
¦
¦
¦
+---+---------------------------------+------------+-------------¦
¦ 11¦Линии электропередачи,
электро-¦ по ПУЭ
¦
по ПУЭ
¦
¦
¦подстанции (в том числе
¦
¦
¦
¦
¦трансформаторные подстанции)
¦
¦
¦
+---+---------------------------------+------------+-------------¦
¦ 12¦Склады: лесных материалов, торфа,¦
50
¦
35
¦
¦
¦волокнистых веществ, сена, соло-¦
¦
¦
¦
¦мы, а также участки открытого за-¦
¦
¦
¦
¦легания торфа
¦
¦
¦
+----------------------------------------------------------------+
4. Резервуары контейнера
хранения
топлива
должны
быть
установлены в емкость для сбора аварийного пролива топлива.
Вместимость указанной емкости должна быть не
менее
объема
наибольшего из резервуаров контейнера хранения топлива.
5. При установке нескольких резервуаров в общую емкость для
сбора
аварийного
пролива
топлива
эту
емкость
следует
секционировать перегородками высотой, равной половине высоты ее
борта, и размещаемыми между резервуарами. Перегородки должны быть
выполнены из негорючих материалов. Места соединений перегородок с
указанной емкостью должны быть герметичными.
6. Контейнеры хранения топлива
должны
быть
оборудованы
автоматическими
установками
пожаротушения
(например,
самосрабатывающими огнетушителями).
Примечания. 1. При размещении АЗС рядом с лесными массивами
расстояния до лесного массива
хвойных
и
смешанных
пород
допускается сокращать в два раза, при этом вдоль границ лесного
массива и прилегающей территории АЗС должно предусматриваться
наземное покрытие, выполненное из материалов, не распространяющих
пламя по своей поверхности, или вспаханная полоса земли шириной не
менее 5 м.
2. При оснащении
технологической
системы
АЗС
системой
120
флегматизации или иными системами, предотвращающими воспламенение
и/или сгорание паровоздушных смесей
внутри
технологического
оборудования, указанные в таблице 4.1 расстояния допускается
уменьшать не более чем на 25% (за исключением указанных в поз. 3,
4, 10, 11).
Приложение 5
(рекомендуемое)
ПРИМЕРЫ СИСТЕМ КОНТРОЛЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ
ОДНОСТЕННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ИЛИ МЕЖСТЕННОГО ПРОСТРАНСТВА
ДВУХСТЕННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
1. Примеры систем
периодического
контроля
герметичности
одностенных резервуаров для хранения топлива.
1.1. Контроль герметичности одностенных резервуаров
может
проводиться
путем
периодического
отбора проб (газовых или
жидкостных), осуществляемого в наиболее низкой части пространства,
образуемого стенками резервуаров и оболочек, для их анализа на
наличие топлива. С этой целью в материале, которым заполняется
указанное пространство, предусматриваются специальные замерные
патрубки.
1.2. Контроль
герметичности одностенных резервуаров может
проводиться за счет слежения за падением уровня топлива
в
резервуаре в период его длительного хранения (операции приема и
выдачи топлива не производятся в течение 3 ч и более) путем
нескольких
замеров метроштоком или посредством высокоточного
электронного расходомера.
1.3. Контроль
герметичности одностенных резервуаров может
проводиться
путем
периодических
пневматических
испытаний.
Испытания должны проводиться путем создания в опорожненных от
топлива резервуарах избыточного давления
инертного
газа
с
последующим слежением за его сохранением в течение не менее
30 мин. Для исключения возможности повреждения резервуара при
проведении пневматических испытаний арматура, предусматриваемая в
конструкции технологической системы для указанных
испытаний,
должна
включать в себя предохранительный клапан, сообщающий
свободное пространство резервуара с атмосферой при достижении
давления в указанном пространстве величины допустимого избыточного
давления в резервуаре, регламентированного ТЭД.
2. Примеры
систем
периодического
контроля герметичности
межстенного пространства двухстенных резервуаров для хранения
топлива.
2.1. Контроль
герметичности
межстенного
пространства
двухстенных резервуаров может проводиться путем периодических
пневматических испытаний. Испытания должны проводиться
путем
создания давления инертного газа в указанном пространстве при
выполнении требований, указанных в п. 1.3 настоящего Приложения.
2.2. Контроль
герметичности
межстенного
пространства
двухстенных резервуаров может проводиться путем периодического
контроля падения уровня жидкости, которой заполняется межстенное
пространство.
В качестве такой жидкости допускается использовать вещества,
удовлетворяющие одновременно следующим требованиям:
плотность
жидкости должна быть выше плотности топлива; температура вспышки
жидкости не должна быть менее 100 град. C, жидкость не должна
вступать в реакцию с материалами и веществами, применяемыми в
конструкции резервуара, и топливом; жидкость должна сохранять
свойства,
обеспечивающие
ее
функциональное
назначение при
температуре окружающей среды в условиях эксплуатации резервуаров.
Жидкостью должно быть заполнено все межстенное пространство
резервуара. Межстенное пространство должно оснащаться системой
откачки
из
него
жидкости
закрытым
способом. Возможность
121
образования воздушного пространства при увеличении
плотности
жидкости за счет снижения температуры окружающего воздуха должна
быть исключена (например, за счет устройства расширительного
бака). Дыхательный патрубок межстенного пространства должен быть
оборудован огнепреградителем.
3. Примеры
систем
постоянного
контроля
герметичности
одностенных резервуаров для хранения топлива.
3.1. Контроль
герметичности одностенных резервуаров может
проводиться путем непрерывного слежения за наличием утечек топлива
в
наиболее
низкой части пространства, образуемого стенками
резервуаров и оболочек, в автоматическом режиме, который может
проводиться
посредством специальных стационарно установленных
датчиков.
3.2. Контроль
герметичности одностенных резервуаров может
проводиться путем непрерывного слежения за сохранением массового
баланса
топлива
в
технологической
системе
посредством
автоматизированной системы количественного учета топлива при его
приеме, хранении и выдаче.
4. Примеры
систем
постоянного
контроля
герметичности
межстенного пространства двухстенных резервуаров для хранения
топлива.
4.1. Контроль
герметичности
межстенного
пространства
двухстенных резервуаров может проводиться путем
непрерывного
автоматического контроля за падением уровня жидкости, которой
заполняется межстенное пространство, с помощью соответствующего
датчика - сигнализатора уровня.
Порог срабатывания системы должен соответствовать уменьшению
высоты столба жидкости в расширительном баке, установленном над
межстенным пространством резервуара, на величину, указанную в ТЭД
на
технологическую
систему.
При
этом
на
такую систему
распространяются требования, изложенные в п. 2.2
настоящего
Приложения.
4.2. Контроль
герметичности
межстенного
пространства
двухстенных
резервуаров может проводиться путем непрерывного
автоматического контроля падения избыточного давления инертного
газа
в
межстенном
пространстве
резервуара
с
помощью
соответствующего датчика - сигнализатора давления.
Величина избыточного
давления
инертного
газа не должна
превышать 0,02 МПа. Для предотвращения превышения избыточного
давления инертного газа в межстенном пространстве резервуара
величины 0,02 МПа необходимо предусматривать предохранительный
клапан.
Порог срабатывания системы должен соответствовать уменьшению
давления в межстенном пространстве на величину, указанную в ТЭД на
технологическую систему.
5. Пример
системы
объединенного
контроля
герметичности
межстенного пространства двухстенных резервуаров для хранения
топлива.
Контроль герметичности межстенного пространства двухстенных
резервуаров может проводиться путем непрерывного автоматического
контроля концентрации паров топлива у дна межстенного пространства
резервуара с помощью соответствующего датчика - сигнализатора в
сочетании
с
периодическим
контролем,
проводимым
путем
периодических
пневматических испытаний, требования к которым
изложены в п. 2.1 настоящего Приложения.
Порог срабатывания системы должен соответствовать превышению
концентрацией этих паров величины, равной 20% наименьшего из
значений НКПР паров топлив, допускаемых к хранению в резервуаре.
Для исключения возможности
воспламенения
паров
топлива
в
межстенном пространстве резервуара последнее должно заполняться
инертным газом (например, азотом) путем вытеснения воздуха. При
этом концентрация кислорода в межстенном пространстве резервуара
не должна превышать 10% (об.).
122
Приложение 6
(обязательное)
НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие
требования безопасности.
ГОСТ 12.1.033-81
ССБТ.
Пожарная безопасность. Термины и
определения.
ГОСТ 19433-88 Грузы опасные. Классификация и маркировка.
ГОСТ 9544-93
Арматура
трубопроводная
запорная.
Нормы
герметичности затворов.
ГОСТ Р 50913-96 Автомобильные транспортные
средства
для
транспортирования и заправки нефтепродуктов. Типы, параметры и
общие технические требования.
СНиП 2.04.02-84* Водоснабжение. Наружные сети и сооружения.
СНиП 2.04.09-84 Пожарная автоматика зданий и сооружений.
СНиП 10-01-94 Система нормативных документов в строительстве.
Основные положения.
СНиП 2.01.02-85* Противопожарные нормы.
ППБ 01-93
Правила
пожарной
безопасности
в
Российской
Федерации.
НПБ 02-93 Порядок участия органов Государственного пожарного
надзора Российской Федерации в работе комиссий по выбору площадок
(трасс) для строительства.
НПБ 03-93
Порядок
согласования органами Государственного
пожарного надзора Российской Федерации
проектно
сметной
документации на строительство.
НПБ 105-95
Определение
категорий помещений и зданий по
взрывопожарной и пожарной опасности.
НПБ 107-97
Определение
категорий
наружных установок по
пожарной опасности.
НПБ 110-96
Перечень
зданий,
сооружений,
помещений
и
оборудования, подлежащих
защите
автоматическими
установками
тушения и обнаружения пожара.
ПУЭ-86 Правила устройства электроустановок.
Правила защиты от статического электричества в производствах
химической,
нефтехимической
и
нефтеперерабатывающей
промышленности.
РД 34.21.122-87 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и
сооружений.
ПЭЭП-92 Правила эксплуатации электроустановок потребителей.
Правила безопасности при эксплуатации автомобильных
заправочных станций сжиженного газа ПБ 12-527-03. Утв.
постановлением Госгортехнадзора РФ от 4 марта 2003 г.
N 6.
Госгортехнадзором России настоящим Правилам безопасности
присвоен шифр ПБ 12-527-03
См. также Правила безопасности для объектов, использующих
сжиженные углеводородные газы, утвержденные постановлением
Госгортехнадзора РФ от 27 мая 2003 г. N 40
1.
2.
3.
Общие положения
Технический надзор за строительством АГЗС
Приемка в эксплуатацию и пусконаладочные работы
123
4. Эксплуатация технологических газопроводов, арматуры и
инженерных
коммуникаций
5. Эксплуатация резервуаров
6. Эксплуатация компрессоров, насосов, испарителей
7. Эксплуатация вентиляционных систем
8. Эксплуатация электрооборудования
9. Эксплуатация устройств автоматики
и
контрольноизмерительных
приборов (КИП)
10. Эксплуатация зданий и сооружений
11. Требования промышленной безопасности при организации
работ на АГЗС
12. Пуск и остановка технологического оборудования
13. Слив сжиженных углеводородных газов (СУГ) в резервуары
14. Требования безопасности при заправке газобаллонных автомобилей
15. Требования безопасности при освидетельствовании резервуаров
16. Газоопасные работы
17. Огневые работы
Список приложений
1. Общие положения
1.1. Настоящие Правила устанавливают требования промышленной безопасности для стационарных автомобильных газозаправочных станций, снабжающих автотранспорт сжиженными углеводородными газами (СУГ) с избыточным давлением не более 1,6
МПа, используемыми в качестве автомобильного топлива.
1.2. Автомобильные газозаправочные станции (АГЗС) относятся к опасным производственным объектам, и деятельность по
их проектированию, строительству, расширению, реконструкции,
техническому перевооружению, консервации и ликвидации, а
также изготовлению, монтажу, наладке, обслуживанию и ремонту
применяемых АГЗС технических устройств, регулируется Федеральным законом от 21.07.97 N 116-ФЗ*(1) "О промышленной
безопасности опасных производственных объектов" и "Общими
правилами промышленной безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности",
утвержденными постановлением Госгортехнадзора России от
18.10.2002 N 61-А, зарегистрированными Минюстом России
28.11.2002, регистрационный N 3968*(2).
1.3. Эксплуатация автомобильных газозаправочных станций
(АГЗС) осуществляется организациями, имеющими обученный и
аттестованный в установленном порядке персонал, необходимую
материально-техническую базу, а также лицензию Госгортехнадзора России на эксплуатацию взрывоопасного объекта.
1.4. На каждой АГЗС разрабатываются должностные и производственные инструкции, а также составляется паспорт АГЗС,
содержащий сведения в соответствии с приложением 1.
1.5. Организация, эксплуатирующая АГЗС, обеспечивает:
124
эксплуатацию систем газоснабжения СУГ, оборудования, относящегося к работе АГЗС, а также прием СУГ из автомобильных
цистерн, хранение СУГ в резервуарах, заправку СУГ в баллоны
автотранспортных средств, в соответствии с требованиями настоящих Правил, других нормативных правовых актов и нормативно-технических документов;
выполнение аварийно-восстановительных работ;
участие в расследовании аварий и несчастных случаев с
целью разработки мероприятий по их предупреждению;
анализ причин возникновения инцидентов на опасном производственном объекте (АГЗС) и принятие мер по их устранению и
профилактике подобных инцидентов.
1.6. Технологическое оборудование, газопроводы, арматура, электрооборудование, вентиляционные системы, средства
измерений, блокировок и сигнализации взрывопожароопасных
производств АГЗС должны ежесменно осматриваться с целью выявления неисправностей, своевременного их устранения с отметкой в журнале приема-сдачи смен (приложение 2).
1.7. Обнаруженные при эксплуатации утечки газа должны
устраняться.
1.8. Неисправные агрегаты, резервуары и газопроводы
должны быть отключены.
1.9. На каждой АГЗС разрабатывается, утверждается и согласовывается с территориальным органом Госгортехнадзора
России положение по организации и проведению производственного контроля.
1.10. Руководители, специалисты и производственный персонал АГЗС несут личную ответственность за допущенные ими
нарушения правил и норм в соответствии с действующим законодательством.
1.11. Расследование несчастных случаев и аварий на АГЗС
должно проводиться в соответствии с действующими нормативными правовыми актами.
1.12. Подготовка эксплуатационного персонала должна осуществляться в соответствии с требованиями Положения о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности
опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России, утвержденного постановлением Госгортехнадзора России от 30.04.2002 N 21 и зарегистрированного в Минюсте
России 31.05.2002, peгистрационный N 3489*(3), а также в соответствии с требованиями других нормативных правовых актов
и нормативно-технических документов.
1.13. Аттестации (проверке знаний требований промышленной безопасности, настоящих Правил и других нормативных правовых актов и нормативно-технических документов, отнесенных
к компетенции аттестуемых в объеме, соответствующем должностным обязанностям и установленной компетенции) подлежат руководители и специалисты, осуществляющие деятельность по
проектированию, строительству, монтажу и эксплуатации АГЗС,
ведению надзора за строительством, монтажом, наладкой и испытаниями оборудования (технических устройств), изготовлению
125
газового оборудования (технических устройств), экспертизе
промышленной безопасности, подготовке кадров.
Порядок проведения аттестации должен соответствовать Положению о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной
безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России, утвержденному постановлением
Госгортехнадзора России от 30.04.2002 N 21 и зарегистрированному в Минюсте России 31.05.2002, регистрационный N
3489*(3).
Рабочие должны пройти обучение и проверку знаний по
безопасным методам и приемам выполнения работ в объеме требований инструкций, отнесенных к их трудовым обязанностям.
2. Технический надзор за строительством АГЗС
2.1. Строительство, реконструкция, техническое перевооружение АГЗС должны производиться по проекту, разработанному
в соответствии с требованиями строительных норм и правил,
соответствующих правил безопасности в газовом хозяйстве,
эксплуатации сосудов и техническими условиями, выданными и
согласованными с заинтересованными организациями.
2.2. Утвержденная и согласованная проектная документация
до начала строительства, реконструкции, технического перевооружения АГЗС и заключение экспертизы промышленной безопасности представляется в территориальный орган Госгортехнадзора России.
Заключение экспертизы промышленной безопасности рассматривается и утверждается территориальным органом Госгортехнадзора России в установленном порядке.
2.3. В процессе строительства, расширения, реконструкции, технического перевооружения, консервации и ликвидации
АГЗС организации, разработавшие проектную документацию, в
установленном порядке осуществляют авторский надзор.
3. Приемка в эксплуатацию и пусконаладочные работы
3.1. После окончания строительства, реконструкции, технического перевооружения, а также после капитального ремонта
отдельных сооружений должна производиться приемка в эксплуатацию газопроводов и оборудования АГЗС в соответствии с установленным порядком и требованиями настоящих Правил с участием представителя территориального органа Госгортехнадзора
России.
3.2. Заказчик АГЗС информирует территориальный орган
Госгортехнадзора России не позднее чем за пять дней о дате и
месте работы приемочной комиссии.
3.3. Приемка оборудования, газопроводов, сооружений АГЗС
после проведения капитального ремонта, технического перевооружения может осуществляться без участия инспектора по согласованию с руководителем территориального органа Госгортехнадзора России.
126
3.4. Оборудование и газопроводы к моменту проведения
пусконаладочных работ должны пройти индивидуальные испытания. При положительных результатах индивидуальных испытаний
составляется отчет в установленном порядке.
3.5. Индивидуальные испытания оборудования, газопроводов, а также комплексное опробование всего газового оборудования АГЗС проводятся специализированной пусконаладочной организацией по программе и графику, согласованным с территориальным органом Госгортехнадзора России и принимаются в соответствии с установленными требованиями.
3.6. Заказчик АГЗС должен:
назначить ответственных лиц и укомплектовать персонал по
обслуживанию и ремонту технологического оборудования, газопроводов, средств автоматизации, санитарно-технических и
вентиляционных систем, электрооборудования;
вывесить на рабочих местах технологические схемы газопроводов и технологического оборудования;
утвердить должностные и производственные инструкции,
графики технического обслуживания и ремонта, планы локализации и ликвидации аварий, обеспечить взаимодействие с пожарной командой, скорой помощью, газораспределительными организациями;
разместить средства пожаротушения в соответствии с нормативными требованиями;
иметь проектную (исполнительскую) и эксплуатационную документацию, акты на проверку эффективности вентиляционных
систем, электрооборудования, средств автоматики безопасности.
3.7. К моменту проведения пусконаладочных работ на АГЗС
должны быть выполнены следующие мероприятия:
назначены распоряжением по организации лица, ответственные за выполнение газоопасных работ, техническое состояние и
безопасную эксплуатацию сосудов, работающих под давлением,
за электрохозяйство и вентиляционное оборудование;
зарегистрированы сосуды, работающие под давлением, подконтрольные Госгортехнадзору России, проведено их техническое освидетельствование и получено разрешение на эксплуатацию;
оформлена исполнительно-техническая документация и подписан акт на проведение пусконаладочных работ и комплексное
опробование оборудования АГЗС;
проставлены номера согласно технологической схеме АГЗС
на насосах, компрессорах, испарителях, резервуарах, наполнительных и сливных колонках, электродвигателях, вентиляторах
и другом техническом оборудовании, а также на запорной и
предохранительной арматуре;
указано направление движения газа на газопроводах, а на
маховиках запорной арматуры - направление вращения при открытии и закрытии;
нанесены обозначения категории пожарной опасности и
класса помещений по взрывоопасности в соответствии с проек-
127
том и действующими нормативными документами, утвержденными в
установленном порядке;
обеспечена подготовка и аттестация работников АГЗС в области промышленной безопасности, также проведена проверка
знаний настоящих Правил и других нормативно-правовых актов и
нормативно-технических документов.
3.8. При комплексном испытании выполняется проверка и
регулировка работы технологического оборудования АГЗС на холостом ходу с переводом его на работу под нагрузкой и выводом на режим заправки газобаллонных автомобилей.
3.9. Перед проведением пусконаладочных работ и заполнением резервуаров сжиженным газом должна быть обеспечена приемка оборудования станции для комплексного опробования, задействованы автоматические средства противоаварийной и противопожарной защиты.
При проведении пусконаладочных работ на АГЗС перед продувкой газом газопроводы, резервуары и газовое оборудование
подвергаются контрольной опрессовке воздухом или инертным
газом в соответствии с требованиями общих правил безопасности в газоснабжении.
3.10. При контрольной опрессовке все сварные стыки,
резьбовые и фланцевые соединения, сальниковые уплотнения
проверяются обмыливанием. При выполнении этих работ в условиях отрицательных температур (от 0 до - 40°С) в мыльную
эмульсию добавляется спирт (от 5 до 30%).
3.11. При пусконаладочных работах по вводу АГЗС в эксплуатацию осуществляется:
внешний осмотр и определение исправности оборудования,
арматуры и приборов;
проверка работоспособности средств пожаротушения и вентиляции взрывоопасных помещений;
проверка работы стационарных сигнализаторов взрывоопасной концентрации газа;
продувка резервуаров, газопроводов, оборудования (паровой фазой сжиженного газа или инертным газом);
проверка работы контрольно-измерительных приборов и
уровнемеров;
слив сжиженного газа из автомобильных цистерн в резервуары базы хранения;
опробование в работе всех компрессоров (испарителей) и
насосов;
заполнение баллонов газобаллонных автомобилей.
3.12. Выявленные и неустранимые в работе оборудования
неполадки отражаются в акте.
Вопросы устранения неполадок и продолжения пусконаладочных работ рассматриваются комиссией.
3.13. В период пусконаладочных работ отрабатываются все
операции технологического процесса работы АГЗС, после чего
вносятся все уточнения, дополнения и изменения в производственные инструкции.
3.14. Перед началом и окончанием пусконаладочных работ
весь эксплуатационный персонал инструктируется на рабочих
128
местах руководителем пусконаладочных работ о мерах безопасности.
3.15. Во время пусконаладочных работ на АГЗС ответственным за безопасное их проведение является обученный и аттестованный установленным порядком руководитель пусконаладочной бригады, и все газоопасные работы выполняются только по
его указанию.
3.16. На время комплексного опробования должно быть организовано дежурство обслуживающего персонала для наблюдения
за состоянием технологического оборудования и принятия мер
по своевременному устранению неисправностей и утечек газа.
Персонал станции должен быть обучен, проинструктирован о
возможных неполадках и способах их устранения, а также обеспечен необходимыми схемами и инструкциями, средствами защиты
и пожаротушения, спецодеждой, необходимыми приборами и оборудованием.
3.17. После комплексного 72-часового опробования всего
оборудования и работы технологического цикла АГЗС пусконаладочные работы считаются законченными и АГЗС сдается пусконаладочной бригадой комиссии с оформлением соответствующего
акта.
3.18. Ввод в эксплуатацию оборудования АГЗС с не завершенными в полном объеме пусконаладочными работами не допускается.
3.19. Ввод АГЗС в эксплуатацию осуществляется после подписания акта государственной приемочной комиссией.
4. Эксплуатация технологических газопроводов, арматуры и инженерных коммуникаций
4.1. Технологические газопроводы и арматура должны ежесменно осматриваться дежурным персоналом с целью выявления
утечек газа. Места нарушений герметичности следует немедленно уплотнить в соответствии с производственными инструкциями.
Используемые для целей выявления утечек газа приборы
должны быть во взрывозащищенном исполнении.
Не допускается выявлять утечки газа открытым огнем.
4.2. При проведении технического обслуживания газопроводов и арматуры должны выполняться следующие работы:
наружный осмотр газопроводов для выявления неплотностей
в сварных стыках, фланцевых и резьбовых соединениях, сальниковых уплотнениях и определения состояния теплоизоляции и
окраски;
осмотр и мелкий ремонт арматуры, очистка арматуры и приводного устройства от загрязнения, наледи и определение их
технической безопасности;
проверка состояния опор трубопроводов, колодцев, а также
пожарных гидрантов.
4.3. Техническое обслуживание газопроводов и арматуры
проводится в следующие сроки;
129
осмотр всех наружных газопроводов и арматуры с целью выявления и устранения неисправности и утечек газа - ежемесячно;
проверка на герметичность при рабочем давлении всех
резьбовых и фланцевых соединений трубопроводов и арматуры,
сальниковых уплотнений, находящихся в помещении, - ежемесячно;
проверка загазованности колодцев всех подземных коммуникаций в пределах территории АГЗС по графику, утвержденному
техническим руководителем организации.
Проверки отражаются в журнале (приложения 10, 18).
4.4. При техническом обслуживании арматуры следует обращать внимание на наличие утечек газа, герметичность фланцевых соединений, наличие полного комплекта болтов, гаек и
шпилек, целостность маховиков и надежность крепления. В случае тяжелого хода шпинделя арматуры или потери герметичности
сальникового уплотнения набивка должна заменяться или уплотняться при условии принятия дополнительных мер безопасности.
Кроме перечисленных работ, следует проверять исправность
действия привода к запорной арматуре и восстанавливать знаки
и указатели направления открытия арматуры.
Неисправная и негерметичная арматура подлежит замене.
4.5. Действие и исправность предохранительных пружинных
клапанов, установленных на газопроводах, резервуарах и оборудовании АГЗС, должны проверяться не реже одного раза в месяц путем кратковременного их открытия.
4.6. Давление настройки предохранительных сбросных клапанов не должно превышать более чем на 15% рабочего давления
в резервуарах и газопроводах.
4.7. Не допускается эксплуатация технологического оборудования, резервуаров и газопроводов при неисправных и неотрегулированных предохранительных сбросных клапанах.
4.8. Проверка параметров настройки клапанов, их регулировка должны проводиться на стенде или на месте с помощью
специального приспособления. Периодичность проверки:
для предохранительных сбросных клапанов резервуаров - не
реже одного раза в 6 месяцев;
для остальных сбросных клапанов - при проведении текущего ремонта, но не реже одного раза в год.
Клапаны после испытания пломбируются, результаты проверки отражаются в журнале (приложение 13).
4.9. На место клапана, снимаемого для ремонта или проверки, должен устанавливаться исправный предохранительный
сбросной клапан.
4.10. Срок проведения текущего ремонта газопроводов определяется результатами осмотра. В перечень работ по текущему ремонту газопроводов входят:
устранение дефектов, выявленных при техническом обслуживании;
устранение провеса надземных газопроводов, восстановление или замена креплений надземных газопроводов;
окраска надземных газопроводов;
130
ремонт запорной арматуры;
проверка герметичности резьбовых и фланцевых соединений.
4.11. Текущий ремонт запорной арматуры проводится не реже одного раза в год и включает следующее:
очистку арматуры от грязи и ржавчины;
окраску арматуры;
разгон червяка у задвижек (вентилей), его смазку;
проверку и набивку сальников;
устранение неисправностей приводного устройства задвижек
(вентилей);
проверку герметичности всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений, сальниковых уплотнений мыльной эмульсией или
приборным методом;
смену износившихся и поврежденных болтов и прокладок.
Результаты проверки и ремонта арматуры заносятся в журнал (приложение 11).
4.12. Работы по текущему ремонту должны выполняться по
плану или графику, утвержденному техническим руководителем
АГЗС.
4.13. Капитальный ремонт газопроводов проводится по мере
необходимости. В объеме капитального ремонта выполняются работы:
ремонт или замена участков малонадежных газопроводов;
замена изоляции на поврежденных участках газопровода;
замена неисправных задвижек, вентилей, кранов;
замена подвижных и неподвижных опор.
Кроме перечисленных работ, при капитальном ремонте газопроводов производятся все виды работ, предусмотренные при
текущем ремонте и техническом обслуживании.
После капитального ремонта газопроводы должны подвергаться испытаниям в соответствии с требованиями правил безопасности в газовом хозяйстве.
4.14. При проведении капитального ремонта разрабатывается и утверждается план производства работ организацией, выполняющей капитальный ремонт, и согласовывается с техническим руководителем АГЗС.
4.15. В планах производства работ на капитальный ремонт
газопроводов, сооружений на них, замену арматуры определяются сроки выполнения работ, потребность в рабочей силе и материалах.
4.16. Контроль за выполнением работ по капитальному ремонту в соответствии с утвержденной технической документацией и требованиями безопасности с последующей приемкой работ
должны осуществляться организацией, эксплуатирующей АГЗС.
4.17. Результаты работ по капитальному ремонту должны
заноситься в журнал (приложение 12).
4.18. Периодичность текущего ремонта инженерных сетей
устанавливается:
наружных сетей водопровода и канализации - 1 раз в 2 года;
наружных тепловых сетей - 1 раз в год;
131
внутренних сетей водопровода, отопления и другие - 1 раз
в 2 года.
4.19. Допускается применение металлокордовых рукавов, а
также гибких металлических газопроводов (сильфонных) для
слива СУГ из автоцистерн и заправки газобаллонных автомобилей.
4.20. Рукава, применяемые при сливоналивных операциях,
не должны иметь трещин, надрезов, вздутий и потертостей. При
наличии на рукавах одного из указанных дефектов рукава заменяются новыми.
4.21. Рукава подвергаются гидравлическому испытанию на
прочность давлением, равным 1,25 рабочего давления, один раз
в 3 месяца. Результаты испытания заносятся в журнал (приложение 14).
4.22. Каждый рукав должен иметь обозначение с порядковым
номером, датой проведения (месяц, год) испытания и последующего испытания (месяц, год),
4.23. Металлокордовые и резинотканевые рукава должны
быть защищены от статического электричества.
Резинотканевые рукава должны быть обвиты медной проволокой диаметром не менее 2 мм или медным тросиком площадью сечения не менее 4 мм2 с шагом витка не более 100 мм. Оба конца проволоки или тросика должны быть соединены с наконечником рукава пайкой или болтом. В металлокордовых рукавах металлический корд должен соединяться обжигом с наконечниками.
4.24. Запрещается подтягивать накидные гайки рукавов,
отсоединять рукава, находящиеся под давлением, а также применять ударный инструмент при навинчивании и отвинчивании
гаек.
5. Эксплуатация резервуаров
5.1. Надзор, содержание, техническое освидетельствование, обслуживание и ремонт резервуаров СУГ должны осуществляться в соответствии с требованиями к устройству и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, и настоящими Правилами.
5.2. Руководство организации назначает распоряжением из
числа руководящих работников и специалистов, прошедших в установленном порядке проверку знаний устройства и безопасной
эксплуатации сосудов, ответственное лицо за их исправное состояние и безопасную эксплуатацию.
5.3. На резервуарный парк (базу хранения) составляется
технологическая схема, в которой указываются расположение
резервуаров, их номера, а также технологические газопроводы
и арматура.
5.4. Резервуары перед наполнением должны быть проверены
на наличие избыточного давления, которое должно быть не менее 0,05 МПа.
Проверка сосудов в рабочем состоянии должна фиксироваться в журнале проверки (приложение 5).
132
5.5. Резервуары должны вводиться в эксплуатацию на основании письменного разрешения технического руководителя АГЗС
после их освидетельствования (приложение 6).
5.6. При эксплуатации резервуаров должно осуществляться
техническое обслуживание.
5.7. При техническом обслуживании резервуаров ежесменно
должны выполняться следующие работы:
осмотр резервуаров и арматуры с целью выявления и устранения неисправностей и утечек газа;
проверка уровня газа в резервуарах.
Утечки газа, возникающие в процессе эксплуатации, должны
устраняться.
5.8. Обнаруженные при техническом обслуживании неисправности следует отражать в журналах (приложение 7, 9).
В случае обнаружения неисправностей, которые могут привести к нарушению технологических процессов, следует принять
меры, предусмотренные производственными инструкциями.
5.9. Если при техническом обслуживании резервуаров обнаружатся неисправности, которые не могут быть немедленно устранены, то резервуар должен быть отключен от технологических
газопроводов с установкой заглушек.
5.10. Исправность предохранительных клапанов должна проверяться в соответствии с требованиями настоящих Правил. Установка заглушки на место снимаемого клапана на проверку или
ремонт не допускается.
5.11. По графику, утвержденному техническим руководителем АГЗС, выполняются работы:
проверка предохранительных клапанов на срабатывание при
давлении настройки;
осмотр, смазка и разгон червяка задвижек, кранов и вентилей;
слив конденсата из резервуаров через дренажные устройства (по мере необходимости).
5.12. Полный осмотр резервуаров с арматурой и контрольно-измерительными приборами (КИП) в рабочем состоянии с записью в журналах (приложение 5, 15, 16) производится лицом,
ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию сосудов, работающих под давлением, не реже одного раза в
3 месяца.
5.13. Сроки и порядок технического освидетельствования
резервуаров на АГЗС, а также необходимость досрочного освидетельствования резервуаров определяются в соответствии с
требованиями действующих нормативно-технических документов,
утвержденных в установленном порядке.
6. Эксплуатация компрессоров, насосов, испарителей
6.1. При эксплуатации компрессоров, насосов и испарителей необходимо соблюдать требования инструкций заводовизготовителей, настоящих Правил и производственных инструкций.
133
6.2. При достижении давления на нагнетательных линиях
компрессоров, насосов и испарителей выше предусмотренного
проектом электродвигатели и теплоносители испарителей автоматически должны отключаться.
6.3. Не допускается работа компрессоров, насосов и испарителей при неисправной или выключенной вентиляции, с неисправными контрольно-измерительными приборами или их отсутствии, при наличии в помещении концентрации газа, превышающей
20% нижнего концентрационного предела распространения пламени.
6.4. Сведения о режиме работы, количестве отработанного
времени компрессоров, насосов и испарителей, а также неполадках в работе должны отражаться в эксплуатационном журнале
(приложение 8).
6.5. Вывод компрессоров, насосов, испарителей из рабочего режима в резерв должен производиться согласно производственной инструкции.
6.6. После остановки компрессора, насоса, отключения испарителя запорная арматура на всасывающей и нагнетательной
линиях должна быть закрыта.
6.7. Температура воздуха в насосно-компрессорном и испарительном отделениях в рабочее время должна быть не ниже 10
°С. При температуре воздуха ниже 10 °С, необходимо слить воду из водопровода, а также из охлаждающей системы компрессоров и нагревающей системы испарителей.
6.8. Запрещается пуск в работу и эксплуатация компрессоров и насосов при отсутствии ограждения на муфте сцепления и
клиноременных передач с электродвигателем.
6.9. В насосно-компрессорном и испарительном отделениях
должны быть технологические схемы оборудования, трубопроводов и КИП, инструкции по эксплуатации установок и эксплуатационные журналы.
6.10. При техническом обслуживании компрессоров и насосов ежесменно выполняются следующие работы:
осмотр агрегатов, запорной и предохранительной арматуры,
средств измерений и автоматики безопасности с целью выявления неисправностей технического оборудования и утечек газа;
очистка оборудования и КИП от пыли и загрязнений, проверка наличия и исправности заземления и креплений;
контроль за отсутствием посторонних шумов, характерных
вибраций, температурой подшипников, уровнем, давлением и
температурой масла и охлаждающей воды;
проверка исправности доступных для осмотра движущихся
частей;
контроль за исправным состоянием и положением запорной
арматуры и предохранительных клапанов;
соблюдение требований инструкций заводов - изготовителей
оборудования;
отключение неисправного оборудования.
6.11. Дополнительно должны выполняться работы, предусмотренные инструкциями по эксплуатации компрессоров.
134
6.12. Давление газа в нагнетательном газопроводе компрессора не должно превышать давления конденсации паров СУГ
при температуре нагнетания и быть выше 1,6 МПа.
6.13. Давление газа на всасывающей линии насоса должно
быть на 0,1 - 0,2 МПа выше упругости насыщенных паров жидкой
фазы при данной температуре.
6.14. Клиновидные ремни передач для привода компрессоров
и насосов должны быть защищены от попадания на них масла,
воды и других веществ, отрицательно влияющих на их прочность
и передачу усилий, удовлетворять требованиям государственного стандарта по статической искробезопасности.
6.15. Техническое обслуживание насосов должно проводиться ежемесячно. При техническом обслуживании выполняются следующие работы:
проверка соосности привода насоса с электродвигателем, а
также пальцев соединительной муфты;
проверка работы обратного клапана, устранение утечек между секциями многоступенчатых секционных насосов;
подтяжка направляющих и анкерных болтов.
Кроме перечисленных работ, должны выполняться работы,
предусмотренные заводской инструкцией по эксплуатации насосов.
Использование для компрессоров и насосов смазочных масел, не предусмотренных заводскими инструкциями, не допускается.
6.16. Техническое обслуживание компрессоров, насосов и
испарителей осуществляется эксплуатационным персоналом под
руководством специалиста.
6.17. Текущий ремонт насосно-компрессорного и испарительного оборудования включает в себя операции технического
обслуживания и осмотра, частичную разборку оборудования с
ремонтом и заменой быстроизнашивающихся частей и деталей.
6.18. Сроки текущего и капитального ремонта насоснокомпрессорного
оборудования
устанавливаются
заводамиизготовителями и определяются графиками, утвержденными техническим руководителем АГЗС.
6.19. При текущем ремонте компрессоров, кроме работ,
производимых при техническом обслуживании, выполняются:
вскрытие крышек цилиндров, очистка цилиндров, поршней от
нагара, частичная замена поршневых колец, проверка износа
поршневых колец, поршней, штоков, цилиндров;
проверка шеек коленчатого вала на конусность и эллипсность, при необходимости их проточка и шлифовка;
проверка состояния и при необходимости шабровка подшипников нижней головки шатуна;
регулировка зазора между вкладышами и мотылевой шейкой
коленчатого вала;
проверка и при необходимости замена роликовых подшипников;
осмотр шатунных болтов и проверка их размеров;
проверка состояния втулки верхней головки шатуна и пальца крейцкопфа, их ремонт или замена;
135
очистка рубашек цилиндров и холодильников от грязи и накипи;
регулировка "вредных пространств" и зазоров между сопрягаемыми частями с доведением их до размеров, предусмотренных
инструкцией завода-изготовителя;
ремонт маслопроводов, чистка и промывка картера, полная
замена масла, набивка сальников и предсальников;
ремонт и замена запорной арматуры и предохранительных
клапанов;
проверка и ремонт всех болтовых соединений, их шплинтовка;
ремонт и замена всасывающих и нагнетательных клапанов;
шлифовка и притирка клапанных гнезд;
ремонт установок осушки воздуха.
6.20. При текущем ремонте насосов, кроме работ, производимых при техническом обслуживании, выполняются:
извлечение ротора и осмотр внутренних поверхностей корпуса;
ремонт или частичная замена дисков;
шлифовка шеек вала, его правка (при необходимости);
смена уплотнительных колец;
балансировка ротора (при необходимости);
смена прокладок;
ремонт, набивка и (или) замена сальниковых уплотнений;
замена подшипников (при необходимости).
6.21. При эксплуатации испарителей должны выполняться
требования по безопасной эксплуатации сосудов, работающих
под давлением.
6.22. Техническое обслуживание и ремонт испарителей
должны производиться в объеме и сроки, указанные в паспорте
завода-изготовителя.
Техническое обслуживание и ремонт газопроводов, арматуры, приборов автоматики безопасности и КИП испарителей должны проводиться в сроки, установленные для этого оборудования.
6.23. Компрессоры и насосы должны быть остановлены в
случаях:
утечек газа и неисправностей запорной арматуры;
появления вибрации, посторонних шумов и стуков:
выхода из строя подшипников и сальникового уплотнения;
выхода из строя электропривода, пусковой арматуры;
неисправности муфтовых соединений, клиновых ремней и их
ограждений;
повышения или понижения установленного давления газа во
всасывающем и напорном газопроводе.
6.24. Эксплуатация испарителей не допускается в случаях:
повышения или понижения давления жидкой и паровой фазы
выше или ниже установленных норм;
неисправности предохранительных клапанов, КИП и средств
автоматики;
непроведения поверки контрольно-измерительных приборов;
неисправности крепежных деталей;
136
обнаружении утечки газа или потения в сварных швах, болтовых соединениях, а также нарушения целостности конструкции
испарителя;
попадании жидкой фазы в газопровод паровой фазы;
прекращении подачи теплоносителя в испаритель.
7. Эксплуатация вентиляционных систем
7.1. На АГЗС должны быть разработаны производственные
инструкции по эксплуатации системы вентиляции, включающие
требования инструкций заводов - изготовителей вентиляционного оборудования, противопожарные мероприятия, объем и сроки
технического обслуживания, текущего и капитального ремонтов.
7.2. Каждая вентиляционная система должна иметь обозначение и порядковый номер согласно проекту, которые наносятся
яркой несмываемой краской на кожухе вентилятора или воздуховоде.
7.3. На каждую вентиляционную систему должен быть составлен паспорт, в котором приводятся схема установки, тип и
характеристика вентилятора и электродвигателя.
7.4. Изменять конструкцию вентиляционных систем без согласования с проектной организацией не допускается.
7.5. При неисправности вентиляционных систем и недостаточном воздухообмене в производственных помещениях проведение работ на АГЗС не допускается.
7.6. Вентиляционные камеры должны запираться на замок.
На дверях должны быть надписи о запрещении входа посторонних
лиц.
Хранить материалы и оборудование, инвентарь, инструмент
в вентиляционных камерах не допускается.
7.7. В помещениях АГЗС с производством категории "А" установленные приборы, сигнализирующие об опасной концентрации
газа в помещении, должны проверятся в сроки установленные
настоящими Правилами.
В случае их временной неработоспособности (не более 72
часов) необходимо производить анализ воздуха в помещениях
АГЗС на содержание в них газов переносными газоанализаторами
каждые 30 мин. в течение рабочей смены. Пробы для анализа
следует отбирать в местах в соответствии с утвержденной схемой отбора.
При выявлении в помещениях АГЗС опасной концентрации газа необходимо остановить все работы и устранить причины загазованности.
7.8. Отсосы воздуха вытяжных вентиляционных систем помещений категории "А" должны быть закрыты сеткой, предотвращающей попадание в систему посторонних предметов.
Устройства для регулирования вентиляции после наладки и
регулировки должны быть зафиксированы в соответствующем положении.
7.9. Воздуховоды должны быть заземлены, мягкие вставки
вентиляционных систем должны быть герметичны с металлическими перемычками.
137
7.10. Пуск вытяжных вентиляционных систем должен производиться за 15 мин. до начала работы технологического оборудования. Включение приточных систем вентиляции производится
через 15 мин. после включения вытяжных вентиляционных систем.
7.11. Техническое обслуживание вентиляционных камер и
вентиляционных систем помещений категории "А" и других помещений производится ежесменно. Результаты технического обслуживания должны заноситься в эксплуатационный журнал (приложение 4).
7.12. Текущий ремонт огнепреградительных и самозакрывающихся обратных клапанов должен проводиться один раз в год
перед очередной регулировкой вентиляционных систем. Сведения
о результатах ремонта заносятся в паспорт вентиляционной
системы.
7.13. Испытание вентиляционных систем с определением их
эксплуатационных технических характеристик должны проводиться не реже одного раза в год, а также после ремонта, реконструкции.
Испытания проводятся специализированной организацией. По
результатам испытаний составляется технический отчет, содержащий оценку эффективности работы вентиляционных систем с
указанием их режима эксплуатации.
7.14. Изменения в конструкцию вентиляционных систем
должны вносится по проекту.
7.15. Техническое обслуживание вентиляционного оборудования включает в себя работы:
ремонт вентиляционных систем, осуществляемый во время
перерывов в работе (подтяжка креплений, фиксаторов положения
шиберов и другие);
проверка выполнения положений инструкций по обслуживанию
вентиляционных систем (температуры подшипников, направления
ротора вентилятора, отсутствия посторонних шумов, вибрации,
подсосов воздуха, утечек теплоносителя в калориферах и трубопроводах, правильности настройки регулирующих и предохранительных устройств);
проверка ограждений вращающихся частей, своевременности
включения и выключения вентиляционных систем в предусмотренных случаях.
7.16. При текущем ремонте вентиляционного оборудования
производится:
очистка наружных поверхностей от пыли и грязи;
отключение и частичная разборка вентиляционной системы
(при необходимости);
исправление вмятин и других повреждений;
заделка пробоин и сквозных мест повреждений кожухов вентиляторов, вентиляционных камер, воздуховодов, вытяжных зонтов и других устройств из листового металла;
ремонт нарушенных фланцевых, клепаных, клеенных и сварных соединений, перетяжка болтовых соединений;
замена (при необходимости) фланцев, болтов, прокладок,
мягких вставок, креплений;
138
ремонт разделок в местах прохода через конструкции элементов вентиляционных систем;
ремонт ротора, вала, замена подшипников;
восстановление зазоров между ротором и кожухом;
балансировка ротора вентилятора;
очистка и замена элементов фильтров, проверка герметичности обратных клапанов приточных систем вентиляции;
восстановление окраски и антикоррозионных покрытий;
устранение вибраций воздуховодов и вентиляторов, а также
создаваемого ими шума;
регулировка вентиляционных систем при нарушении заданных
параметров.
7.17. При капитальном ремонте вентиляционного оборудования производится текущий ремонт, кроме того:
ремонт и замена вала вентиляторов;
ремонт кожуха вентилятора;
замена изношенных подшипников качения;
статическая балансировка ротора на специальном приспособлении;
ремонт конструктивных элементов, теплоизоляции вентиляционных камер с заменой при необходимости утепленных клапанов, дверей, дроссель-клапанов, шиберов, задвижек, механизмов и приводов;
замена воздуховодов, местных отсосов, зонтов, дефлекторов, калориферов, конструктивных элементов и узлов вентиляционных систем;
очистка камер, оборудования, устройств местных отсосов,
укрытий, воздуховодов от пыли, грязи, шлама, отслоившейся
краски;
окраска оборудования, помещений вентиляционных камер;
сборка системы, опробование отдельных узлов (системы),
проведение испытаний и наладки.
7.18. Порядок обслуживания и ремонта систем вентиляции
помещений категории "А" определяется производственными инструкциями. Сведения о ремонте и наладке этих систем должны
отражаться в паспорте вентиляционных систем.
7.19. По результатам испытаний должен составляться технический отчет с оценкой эффективности работы вентиляционных
систем по обеспечению промышленной безопасности производства
работ в рабочей зоне.
7.20. Предельно допустимые концентрации (ПДК) паров СУГ
в воздухе должны контролироваться при проектной загрузке
технологического оборудования не реже одного раза в квартал.
Количество мест и условия отбора проб устанавливаются производственной инструкцией.
8. Эксплуатация электрооборудования
8.1. Электроустановки и электрооборудование должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, соответст-
139
вующих требований Госгортехнадзора России и инструкций заводов-изготовителей.
8.2. Эксплуатация электрооборудования и электроустановок
осуществляется подготовленным персоналом, прошедшим проверку
знаний в соответствии с требованиями правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, имеющим соответствующую группу по электробезопасности.
9. Эксплуатация устройств автоматики и контрольноизмерительных приборов (КИП)
9.1. К эксплуатации устройств автоматики безопасности и
КИП допускается аттестованный в установленном Госгортехнадзором России порядке персонал.
9.2. За состоянием исправности средств измерений и своевременного проведения государственных поверок ответственность несет технический руководитель АГЗС.
9.3. К эксплуатации допускаются средства измерений, признанные по результатам метрологического надзора пригодными к
применению.
9.4. Учет средств измерений и определение сроков эксплуатации приборов и взрывобезопасности возлагается на ответственное лицо по метрологическому обеспечению, назначенное распоряжением по АГЗС.
9.5. Приборы и устройства автоматики безопасности, автоматического регулирования и контрольно-измерительные приборы
должны обеспечивать точность показаний, иметь исправное состояние, отвечающее требованиям, которые предусмотрены инструкциями заводов-изготовителей.
9.6. Установленные на газопроводах и оборудовании АГЗС
приборы и устройства автоматики безопасности, автоматического регулирования и контрольно-измерительные приборы должны
проходить:
техническое обслуживание;
ремонт;
проверку исправности и правильности показаний;
проверку срабатывания устройств защиты, блокировок и
сигнализации;
поверку.
9.7. Сроки обязательной поверки средств измерений, предназначенных для целей учета, контроля, взаимных расчетов,
обеспечения промышленной безопасности, охраны окружающей
среды, принимаются в соответствии с государственными стандартами. Эксплуатация контрольно-измерительных приборов с
истекшим сроком поверки не допускается.
9.8. Техническое обслуживание измерительных приборов и
средств автоматики безопасности выполняется по нормам и срокам эксплуатационных инструкций заводов-изготовителей.
9.9. Поверка работы сигнализаторов довзрывных концентраций на контрольных смесях должна проводиться в соответствии
с инструкцией заводов-изготовителей, но не реже одного раза
в квартал.
140
9.10. Техническое обслуживание КИП и автоматики безопасности рекомендуется совмещать с техническим обслуживанием
газопроводов, оборудования, резервуаров и электрооборудования. Вскрывать приборы персоналу АГЗС не допускается.
О выявленных неисправностях в работе средств измерений и
автоматики безопасности сообщается техническому руководителю
АГЗС.
9.11. Техническое обслуживание КИП включает:
внешний осмотр приборов;
проверку исправности электропроводки и других коммуникаций;
сохранность пломб (при их наличии);
выявление отказов, возникающих при эксплуатации;
смазку механизмов движения;
смену диаграммной бумаги, перьев, доливку чернил и жидкости в приборах.
Регистрация показаний приборов производится ежесменно. В
техническое обслуживание входит своевременное представление
приборов для поверки.
9.12. Проверка срабатывания устройств сигнализации и
блокировок автоматики безопасности должна производиться не
реже одного раза в месяц.
Значение уставок автоматики безопасности, сигнализации
должны соответствовать отчету о наладке оборудования.
9.13. Контроль герметичности приборов, импульсных трубопроводов и арматуры проводится одновременно с проверкой герметичности газопроводов и технологического оборудования не
реже одного раза в месяц.
9.14. Текущий ремонт приборов следует производить в специализированной мастерской с заменой снятого прибора резервным.
Текущий ремонт включает в себя:
наружный осмотр, вскрытие и чистку прибора;
частичную разборку подвижной системы;
исправление или замену поврежденных стрелок, пружин,
трубок, винтов, контактов, держателей диаграммы, рычагов пера и при необходимости пополнение недостающих и замену изношенных крепежных деталей, а также стекол.
После текущего ремонта контрольно-измерительные приборы
должны пройти поверку.
9.15. Отключать устройства автоматики безопасности и
блокировок допускается на кратковременный срок по письменному распоряжению технического руководителя АГЗС с приятием
мер, обеспечивающих безопасность работ.
9.16. При выходе из строя автоматического сигнализатора
загазованности его необходимо заменить резервным.
До замены необходимо контролировать концентрацию газа в
воздухе производственных помещений переносными газоанализаторами через каждые 30 мин. в течение рабочей смены.
9.17. Сигнализаторы загазованности, для которых не требуется сжатый воздух, должны находиться в работе круглосу-
141
точно, а сигнализация от них должна быть выведена в помещение операторской.
9.18. Установленные на АГЗС сигнализаторы загазованности
должны настраиваться на срабатывание согласно инструкциям
заводов-изготовителей.
9.19. Манометры, устанавливаемые на оборудовании и газопроводах, должны иметь такую шкалу, чтобы предел измерения
рабочего давления находился во второй трети шкалы.
9.20. Не допускаются к применению средства измерения, у
которых отсутствует пломба или клеймо, просрочен срок поверки, имеются повреждения, стрелка при отключении не возвращается к нулевому делению шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора.
9.21. На циферблате или корпусе показывающих манометров
должно быть краской обозначено значение шкалы, соответствующее рабочему давлению.
9.22. При капитальном ремонте приборов выполняют текущий
ремонт, а также:
полную разборку и сборку измерительной подвижной части и
отдельных узлов прибора;
промывку всех деталей и их сушку;
замену или исправление кернов, подпятников и других деталей измерительной системы;
проверку схемы прибора, регулировку и подгонку показаний
по основным точкам на всех пределах измерений;
замену или исправление арматуры (замков, ручек, петель,
зажимов);
замену или исправление переключателей пределов, а при
необходимости переградуировку прибора.
После ремонта прибор окрашивают и маркируют подсоединительные к нему коммуникации.
Контрольно-измерительные приборы после капитального ремонта должны пройти поверку.
9.23. Периодичность выполнения технического обслуживания
и
ремонтов
устанавливается
графиком
плановопредупредительного ремонта. Для электроизмерительных приборов текущий ремонт должен производиться не реже одного раза
в год, капитальный - не реже одного раза в пять лет; для остальных приборов текущий ремонт производится не реже одного
раза в 6 месяцев, капитальный - не реже одного раза в 2 года.
9.24. Ремонт и подготовку КИП к поверке выполняет специально обученный персонал.
Ремонт автоматики и КИП должен быть приурочен к срокам
выполнения ремонта основного оборудования.
Приборы, снятые в ремонт или на поверку, должны немедленно заменяться на идентичные, в том числе и по условиям
эксплуатации.
9.25. Все работы по техническому обслуживанию и ремонту
автоматики и КИП фиксируются в журнале (приложение 16).
142
9.26. Работы по регулировке и ремонту систем автоматизации, противоаварийных защит и сигнализации в условиях загазованности не допускаются.
10. Эксплуатация зданий и сооружений
10.1. Решением руководителя организации АГЗС назначается
лицо, ответственное за эксплуатацию зданий, ограждений и сооружений, соблюдение сроков и качества их ремонта, а также
за исправное состояние дорог, тротуаров, отмосток зданий и
благоустройство территории АГЗС.
10.2. В первые два года эксплуатации АГЗС следует проводить наблюдение за осадкой фундаментов зданий, сооружений и
оборудования.
Осмотр и замеры проводятся не реже одного раза в 3 месяца.
10.3. Наблюдение за осадкой фундаментов в последующие
годы решается в каждом конкретном случае (на просадочных
грунтах и подрабатываемых территориях в последующие годы является обязательным). Для замеров осадки зданий, сооружений
и фундаментов оборудования устанавливаются репера.
10.4. Все виды ремонтно-строительных работ зданий и сооружений следует выполнять в соответствии с графиком планово-предупредительного ремонта зданий и сооружений, утвержденным руководством организации.
10.5. В случае неравномерной осадки зданий, в которых
размещены взрывоопасные производства, образовавшиеся при
этом трещины в стенах, разделяющих взрывоопасные помещения
от невзрывоопасных, должны быть немедленно ликвидированы с
выяснением и устранением причины неравномерной осадки здания.
10.6. Разделяющие внутренние стены между взрывоопасными
и невзрывоопасными помещениями должны быть газоплотными.
Следует следить за состоянием штукатурки стен и расшивки
швов.
10.7.
За
состоянием
фундаментов
под
насоснокомпрессорное оборудование, испарители и резервуары следует
установить наблюдение.
Трещины и разрушения в стенах и фундаментах в результате
вибраций, температурных воздействий и других причин должны
устраняться.
10.8. Металлические конструкции осматриваются не реже
одного раза в год, а железобетонные не реже двух раз в год.
При обнаружении повреждений должны быть приняты меры по их
устранению.
10.9. Для предохранения от коррозии металлические конструкции зданий и сооружений необходимо периодически окрашивать (наружные - не реже одного раза в год, а внутри помещений - не реже одного раза в 3-5 лет).
10.10. Кровли зданий и сооружений АГЗС должны периодически осматриваться, содержаться в исправном состоянии и своевременно очищаться от снега и наледи.
143
10.11. Полы во взрывоопасных помещениях должны быть ровными, без щелей, выбоин и местного вспучивания.
Материал полов, устройство окон и дверей помещений должны исключать образование искр.
10.12. При наличии во взрывоопасных помещениях и в резервуарном парке металлических лестниц и площадок необходимо
принять меры против возможности образования искр (исключение
падения стальных предметов, покрытие поверхностей лестниц и
площадок материалом, исключающим образование искр).
10.13. Двери производственных помещений закрывать на
замки и крючки в рабочее время не допускается.
10.14. На АГЗС следует вести наблюдение за состоянием
насыпи и обсыпки над резервуарами.
Насыпь и обсыпка над подземными резервуарами должны быть
на 0,2 м выше их верхней образующей и шириной не менее 6 м,
считая от стенки резервуаров до бровки насыпи.
10.15. Нарушение насыпи допускается в исключительных
случаях с разрешения органов пожарного надзора в связи с работами по прокладке и ремонту коммуникаций. После окончания
работ насыпь должна восстанавливаться.
10.16. Территория резервуарных парков должна очищаться
летом от сухой травы, зимой - от снега.
10.17. Территория АГЗС должна быть очищена от посторонних предметов, горючих материалов и мусора. Загромождать
проходы и проезды не допускается.
10.18. Дороги, пожарные проезды и выезды на дороги общего пользования должны находиться в исправном состоянии. Кюветы дорог следует систематически очищать для стока ливневых
вод.
10.19. Котлованы для проведения ремонта подземных коммуникаций должны быть ограждены, а по окончании ремонта - засыпаны с послойным уплотнением. При работе людей в котлованах необходимо через 30 мин. контролировать наличие паров
пропана и бутана. В случае обнаружения паров газа работы необходимо прекратить, утечку газа устранить, а котлован проветрить.
10.20. При производстве земляных работ на территории
АГЗС должна обеспечиваться сохранность газопроводов в соответствии с требованиями Правил охраны газораспределительных
сетей, утвержденных постановлением Правительства Российской
Федерации от 20.11.2000 N 878*(4).
10.21. К началу снеготаяния ливневая канализация АГЗС
осматривается и подготавливается к отводу ливневых вод.
Расположенные ниже уровня сточных вод отверстия для прохода трубопроводов и кабелей уплотняются несгораемыми материалами.
10.22. В зимний период необходимо своевременно удалять
снег с технологических площадок и проездов. При обледенении
проходы и проезды посыпаются песком.
10.23. Осмотры и работы по ремонту зданий и сооружений
следует отражать в журнале (приложение 3).
144
10.24. На каждое производственное здание наносятся обозначения категории производств по взрыво- и пожароопасности
и классы (зоны) согласно правил устройства электроустановок.
10.25. При отключении системы водоснабжения работа АГЗС
не допускается.
10.26. Отогревание замороженных систем водоснабжения выполняется только паром или горячей водой (применение открытого огня не допускается).
10.27. Водопроводные и канализационные колодцы, располагаемые в зоне радиусом 50 м от зданий и сооружений АГЗС
класса В-1a и В-1г, должны иметь двойные крышки. Пространство между крышками должно быть засыпано песком на высоту не
менее чем 0,15 м.
В процессе эксплуатации необходимо следить, чтобы крышки
люков всегда были плотно закрыты.
10.28. Перед спуском в водопроводные и канализационные
колодцы необходимо проверить их на наличие паров газа и тщательно проветрить.
Для спуска рабочих в колодцы, не имеющие скоб, должны
применяться металлические лестницы с приспособлениями для их
закрепления у края колодца.
В колодцах разрешается одновременное нахождение не более
двух рабочих, при этом работы должны выполняться в спасательных поясах и шланговых противогазах. Применение открытого огня в колодцах не допускается.
На поверхности земли с наветренной стороны должны быть
два человека, которые обязаны держать концы веревок от спасательных поясов рабочих, находящихся внутри колодца, вести
непрерывное наблюдение за ними и не допускать к месту работ
посторонних лиц.
При продолжении работ более одного часа необходимо периодически проводить проверку загазованности и при необходимости - вентиляцию колодца с помощью компрессора или воздуходувки.
10.29. Отвод воды после охлаждения компрессора должен
производиться в канализацию через гидрозатвор.
10.30. Вода из резервуаров, вводимых в эксплуатацию
впервые, может сбрасываться непосредственно в канализацию.
10.31. Вода после гидравлических испытаний резервуаров,
оборудования, газопроводов, ранее находившихся в эксплуатации, должна вывозиться в специально отведенные места, согласованные с органами санэпиднадзора.
11. Требования промышленной безопасности при организации работ на АГЗС
11.1. На АГЗС должны быть составлены и утверждены в установленном порядке производственные инструкции, устанавливающие правила выполнения работ и поведения в производственных помещениях и на территории АГЗС.
11.2. Ответственным за состояние промышленной безопасности на АГЗС является ее руководитель.
145
Ответственным за выполнение правил и производственных
инструкций при выполнении работ является руководитель работ.
11.3. Руководство АГЗС обязано обеспечивать рабочих и
служащих спецодеждой, спецобувью и средствами индивидуальной
защиты требуемых размеров в соответствии с характером выполняемой работы.
11.4. Выдаваемые рабочим средства индивидуальной защиты
должны быть проверены, а рабочие обучены пользованию ими.
11.5. В местах забора воздуха не допускается выполнять
работы, вызывающие появление паров СУГ и загрязнение воздуха.
11.6. Не допускается заполнение СУГ резервуаров путем
снижения в них давления газа за счет сброса газовой фазы в
атмосферу.
11.7. Заполнение автомобильных баллонов должно производиться не более чем на 90% их геометрического объема.
11.8. Работы по техническому обслуживанию, ремонту, монтажу и демонтажу технологического оборудования, резервуаров
и газопроводов разрешается выполнять только в дневное время.
Работы по локализации и ликвидации аварий выполняются в любое время суток персоналом АГЗС.
11.9. Резервуары и газопроводы перед началом ремонта
должны быть освобождены от газа, неиспарившихся остатков и
тщательно обработаны. Обработка резервуаров и газопроводов
должна производиться путем их пропаривания и продувки инертным газом или заполнения теплой водой после отсоединения их
от газопроводов паровой и жидкой фазы с помощью заглушек.
Разборку соединений газопроводов следует выполнять после
отключения установок электрохимической защиты, монтажа шунтирующей перемычки и снятия избыточного давления в газопроводах.
Не допускается подтягивать фланцевые соединения, находящиеся под давлением.
11.10. Заглушки, устанавливаемые на газопроводах, должны
быть рассчитаны на давление 1,6 МПа и иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев. На хвостовиках должно быть выбито клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода. Не допускается установка заглушек из стали более низкого
качества, чем газопровод.
11.11. При появлении признаков наличия газа ремонтные
работы должны быть немедленно прекращены, а рабочие выведены
из опасной зоны.
11.12. Ремонтные работы могут быть возобновлены только
после ликвидации и устранения утечек газа и подтверждения
анализом отсутствия опасной концентрации газа в воздухе на
рабочем месте. Устранение утечек газа на работающем технологическом оборудовании не допускается.
11.13. Включение в работу оборудования и газопроводов
после технического обслуживания или ремонта, связанных с остановкой их и отключением газа, должно производиться только
по письменному разрешению руководителя АГЗС.
146
11.14. Снятие заглушек производится по указанию руководителя газоопасных работ после контрольной опрессовки отключенного участка газопровода и оборудования.
11.15. Сварочные работы должны выполняться сварщиком,
аттестованным в соответствии с установленном Госгортехнадзором России порядком, а также прошедшим проверку знаний безопасных методов и приемов выполнения работ.
11.16. Поврежденные участки газопровода и деформированные фланцевые соединения должны заменяться на новые путем
вварки катушек. Устанавливать "заплаты", заваривать трещины,
разрывы и другие дефекты не допускается.
11.17. Замененные при ремонте газопроводы и арматура
должны соответствовать проектным. Применять трубы и арматуру, не имеющие сертификатов и разрешений на промышленное
применение, не допускается.
11.18. Применение открытого огня для устранения закупорок на газопроводах АГЗС не допускается.
Перед отогреванием замерзшего участка газопровода и после окончания работ необходимо провести его наружный осмотр.
Участки, имеющие трещины, разрывы, необходимо отключить и
продуть. Выпуск газа в помещение не допускается.
11.19. Не допускается открывать арматуру с использованием при затруднительном ходе штока рычагов, применять ударный
инструмент при навинчивании и отвинчивании накидных гаек рукавов, подтягивать накидные гайки и отсоединять рукава, находящиеся под давлением.
Открывать арматуру на газопроводах жидкой фазы следует
плавно, не вызывая гидравлического удара.
11.20. В нерабочее время вся запорная арматура на газопроводах СУГ должна быть закрыта.
11.21. На место снимаемого для ревизии или ремонта предохранительного клапана должен ставиться исправный предохранительный клапан. Устанавливать вместо клапана заглушки не
допускается.
11.22. Сброс паровой фазы СУГ при продувке газопроводов
необходимо осуществлять с учетом максимального рассеивания
газа в атмосфере. Не допускается выброс СУГ вблизи зданий и
сооружений или в непроветриваемые участки прилегающей территории.
11.23. Не допускается применение рукавов, соединенных из
отдельных кусков.
11.24. При возникновении опасной концентрации газа необходимо прекратить работы, проветрить помещение, определить и
устранить причины загазованности. Опасной концентрацией газа
в воздухе следует считать равную 20% нижнего концентрационного предела распространения пламени.
11.25. Прием и передача смены при ликвидации аварии и во
время сливно-наливных работ не допускается.
12. Пуск и остановка технологического оборудования
147
12.1. Пуск и остановка технологического оборудования
АГЗС должны осуществляться по производственным инструкциям и
с разрешения руководителя АГЗС.
Включение АГЗС после перерыва в работе более одной смены
должно осуществляться после осмотра технологического оборудования, резервуаров и газопроводов.
12.2. Перед пуском технологического оборудования АГЗС
(компрессоров, насосов, испарителей) необходимо выполнить:
за 15 минут до пуска оборудования включить приточновытяжную вентиляцию и проверить степень загазованности помещения и взрывоопасных зон, газоанализатором;
проверить исправность и герметичность оборудования, арматуры и газопроводов;
проверить исправность предохранительных клапанов и контрольно-измерительных приборов;
проверить исправность пусковых и заземляющих устройств;
проверить наличие и исправность ограждений;
выяснить причины предыдущей остановки оборудования (по
журналу) и, если остановка произошла вследствие какой-либо
неисправности, убедиться, что эта неисправность устранена;
проверить, нет ли посторонних предметов, мешающих работе
оборудования;
проверить и при необходимости подтянуть анкерные болты
(у компрессоров, насосов, испарителей, электродвигателей);
проверить исправность автоматики безопасности и блокировок.
12.3. Перед пуском компрессора необходимо:
повернуть вручную коленчатый вал;
проверить наличие масла в картере;
пустить воду в охлаждающую рубашку;
убедиться, что вентили на всасывающих и нагнетательных
патрубках компрессоров закрыты, после чего открыть запорные
вентили на нагнетательном и всасывающем коллекторах;
удалить конденсат из отделителя жидкости на всасывающем
патрубке компрессора (спустив конденсат в герметическую емкость).
12.4. После включения электродвигателя компрессора необходимо:
убедиться в правильном вращении вала по стрелке на передней крышке картера;
при достижении номинального числа оборотов открыть вентиль на нагнетательном патрубке компрессора и постепенно открыть вентиль на всасывающем патрубке компрессора.
12.5. При пуске компрессора внимательно следить за тем,
чтобы во всасывающем газопроводе не было жидкой фазы СУГ
(проверить работу конденсатосборника), наличие которой проявляется стуком в компрессоре или резким понижением температуры всасывания. В случае появления стука в компрессоре необходимо немедленно остановить компрессор и удалить конденсат газа из подводящего газопровода, после чего вновь запустить компрессор.
148
12.6. Остановка компрессора должна выполняться в следующем порядке:
закрыть запорный вентиль на всасывающем патрубке компрессора;
остановить электродвигатель компрессора;
после прекращения вращения вала закрыть запорный вентиль
на нагнетательном патрубке компрессора;
прекратить подачу воды;
закрыть линейные запорные вентили на магистральном всасывающем коллекторе;
при длительной остановке компрессоров обязательно выпустить воду из охлаждающих рубашек.
12.7. Перед пуском насосов необходимо:
проверить смазку в подшипниках;
провернуть ротор насоса (вручную);
открыть задвижку на всасывающем газопроводе (задвижка на
нагнетательном газопроводе должна быть закрыта);
залить насос жидкой фазой газа;
открыть вентиль на обводной линии;
включить электродвигатель;
открыть задвижку на нагнетательном газопроводе.
12.8. При достижении требуемого напора на нагнетании закрыть вентиль на обводной линии.
12.9. Во избежание кавитации давление жидкой фазы газа,
подаваемой к насосу, должно быть выше упругости паров СУГ.
Не допускается оставлять без надзора работающие компрессоры
и насосы.
12.10. Остановка насоса осуществляется в следующем порядке:
отключить электродвигатель;
открыть вентиль на обводной линии;
закрыть задвижки на нагнетательной и всасывающей линиях
насоса, а также все задвижки и вентили, которые были открыты
во время работы насоса.
12.11. После остановки технологического оборудования насосы, компрессоры и испарители подвергаются наружному осмотру с целью выявления возможных неисправностей (утечек газа,
ослабления затяжки болтов и др.).
Все замеченные неисправности должны устраняться и регистрироваться в журнале (приложение 8).
12.12. Пуск в эксплуатацию оборудования АГЗС (компрессоров, насосов, испарителей) после технического обслуживания и
ремонта должен проводиться в соответствии с требованиями
производственных инструкций, инструкций по эксплуатации оборудования заводов-изготовителей и настоящих Правил.
12.13. Работа насосов и компрессоров с отключенной или
вышедшей из строя автоматикой, аварийной сигнализацией, а
также блокировкой с вентиляторами вытяжных систем не допускается.
13. Слив сжиженных углеводородных газов (СУГ) в резервуары
149
13.1. Сжиженные углеводородные газы (СУГ) поставляются
на АГЗС в специальных автомобильных цистернах.
13.2. Слив СУГ из автомобильных цистерн относится к газоопасным работам и должен выполняться с соблюдением правил
безопасности, настоящих Правил и производственной инструкции.
13.3. Слив СУГ из автомобильных цистерн производится,
как правило, только в светлое время суток.
13.4. Автомобильные цистерны должны быть оборудованы:
выхлопной трубой с глушителем, выведенными к его передней части;
выхлопная труба должна иметь искрогасительную сетку;
автогазовоз должен иметь два углекислотных огнетушителя.
13.5. Автомобильные цистерны на АГЗС принимаются и осмотриваются.
13.6. При приемке автомобильных цистерн проверяется:
соответствие цистерны и количества залитого СУГ отгрузочным документам;
наличие пломб на сливных штуцерах;
отсутствие повреждений корпуса цистерны и исправность
запорной и контрольной арматуры и резинотканевых рукавов;
наличие и уровень СУГ в цистерне по контрольным вентилям
и уровнемеру.
13.7. В отгрузочных документах указываются: наименование
поставщика, дата отгрузки, номер цистерны, масса (вес) залитого в цистерну газа.
13.8. Исправность запорной арматуры на цистерне проверяется внешним осмотром.
Открывать арматуру следует плавно, не вызывая гидравлических ударов.
13.9. Подготовка к сливу и слив СУГ из автомобильных
цистерн в резервуары АГЗС выполняются наполнителями баллонов
и слесарями-ремонтниками под руководством сменного мастера.
При операции слива должно присутствовать не менее двух человек обслуживающего персонала АГЗС.
13.10. До начала слива СУГ из автомобильной цистерны обслуживающий персонал АГЗС выполняет:
закрепляет автомобильную цистерну специальными деревянными башмаками или башмаками из неискрящегося металла;
проверяет исправность и надежность гибких шлангов для
слива СУГ из автомобильной цистерны;
заземляет автомобильную цистерну.
13.11. Разрешение на слив СУГ из автомобильной цистерны
выдает сменный мастер и руководит лицами, занятыми на сливе
СУГ.
13.12. Слив СУГ из автомобильной цистерны в резервуары
допускается после проверки правильности открытия и закрытия
задвижек, связанных с технологической операцией слива СУГ.
13.13. Операции по сливу персонал должен выполнять в
спецодежде установленного образца, головных уборах и защитных очках.
150
13.14. Слив СУГ из автомобильных цистерн на АГЗС осуществляется одним из следующих методов:
созданием необходимого перепада давления между автомобильной цистерной и резервуаром путем нагнетания компрессором паров СУГ из резервуара другой группы в автомобильную
цистерну;
созданием перепада давления между автомобильной цистерной и резервуаром путем подогрева паров СУГ в испарителе;
перекачиванием СУГ насосами;
самотеком, когда наполняемые резервуары расположены ниже
автомобильной цистерны.
13.15. Не допускается создавать перепад давления между
автомобильной цистерной и резервуаром путем выпуска в атмосферу паровой фазы газа из наполняемого резервуара.
13.16. Давление паровой фазы, нагнетаемой компрессором
или создаваемой испарителем в автомобильной цистерне, не
должно превышать рабочего давления, указанного на автомобильной цистерне.
При повышении давления в автомобильной цистерне выше рабочего компрессор или испаритель должен быть отключен.
13.17. Перепад давления между автомобильной цистерной и
резервуаром, как правило, допускается 0,15 - 0,2 МПа.
13.18. При сливе СУГ из автомобильных цистерн не допускается работа двигателя автомобиля.
13.19. После окончания подготовительных операций к сливу
СУГ и проверки автомобильной цистерны обслуживающим персоналом до снятия пломб со сливных штуцеров водитель обязан вручить ключи зажигания сменному мастеру АГЗС.
13.20. Нахождение водителя во время слива СУГ в кабине
не допускается.
13.21. Снимать заглушки со сливных штуцеров автомобильной цистерны разрешается только после остановки двигателя
автомобиля, а включать двигатель разрешается только после
отсоединения шлангов от технологических газопроводов АГЗС и
установки заглушек на сливные штуцера.
13.22. После слива СУГ следует удалить пары из автомобильной цистерны до давления 0,05 МПа.
Сброс газа в атмосферу не допускается.
13.23. Во время слива СУГ не должен находиться вблизи
обслуживающий персонал, не занятый на операции слива.
13.24. Не допускается оставлять автомобильные цистерны
присоединенными к технологическим газопроводам АГЗС в период, когда слив СУГ не производится.
13.25. Персонал, занятый сливом, обязан следить за герметичностью всех соединений технологических газопроводов,
резервуаров и автомобильных цистерн. В случае обнаружения
утечки газа слив прекращается и принимаются меры по ее ликвидации.
13.26. Во время слива СУГ не допускается производить какие-либо работы по уплотнению соединений, находящихся под
давлением; отсоединять гибкие шланги автомобильной цистерны
151
разрешается только после ее отключения и сброса давления в
сливных шлангах.
13.27. Не допускается в период слива СУГ оставлять без
наблюдения автомобильную цистерну, сливные газопроводы, резервуары, работающие компрессоры, насосы и испарители.
13.28. В период слива должно быть обеспечено непрерывное
наблюдение за давлением и уровнем газа в автомобильной цистерне и приемном резервуаре.
Резервуары заполняются СУГ не более чем на 85% своего
геометрического объема. В случае переполнения резервуара избыток газа должен быть слит в другие резервуары. Выпуск избыточного газа в атмосферу не допускается.
13.29. Сливные операции СУГ на АГЗС во время грозы, а
также при проведении огневых работ в производственной зоне
не допускаются.
13.30. В период слива СУГ должна быть обеспечена визуальная связь между персоналом, обслуживающим технологические
газопроводы и оборудование (сливные колонки, компрессоры,
насосы и испарители).
13.31. По окончании слива вентили на автомобильной цистерне должны быть заглушены заглушками и проверены на герметичность мыльной эмульсией.
13.32. Резинотканевые рукава (шланги) автомобильных цистерн должны крепиться к сливному наконечнику стальными хомутами (не менее двух хомутов на каждый конец шланга). Применение проволочных хомутов не допускается.
Не допускается слив СУГ, если рукава (шланги) имеют трещины, переломы, выбоины и другие повреждения и состоят из
отдельных частей.
Рукава с наружными металлическими спиралями признаются
непригодными при оборванных или частично отсутствующих спиралях.
13.33. Для оттаивания обмерзшей арматуры и сливных газопроводов должны применяться нагретый песок, горячая вода,
водяной пар. Применять огонь не допускается.
13.34. В случае поступления на АГЗС автомобильной цистерны с СУГ, имеющей течь, она должна быть немедленно разгружена по специальной инструкции, предусматривающей дополнительные меры безопасности. При этом составляется дефектный
акт. Производить ремонт автомобильной цистерны на территории
АГЗС не допускается.
13.35. Не допускается наполнение газом резервуаров в
случаях, предусмотренных правилами устройства и безопасной
эксплуатации сосудов, работающих под давлением, а также в
случаях:
если в основных элементах резервуара будут обнаружены
трещины, выпучины, пропуски или потения в сварных швах, течь
во фланцевых соединениях, разрывы прокладок;
при неисправности предохранительных клапанов;
при неисправности уровнемерных устройств;
при неисправности или неполном количестве крепежных деталей на лазах и люках;
152
при осадке фундаментов резервуаров и опор подводящих газопроводов.
13.36. В помещении насосно-компрессорного отделения,
технологическом блоке или в блоке управления вывешиваются:
схема обвязки технологического оборудования со сливными,
раздаточными колонками и резервуарами;
схема слива СУГ из автомобильных цистерн;
производственная инструкция, содержащая технологию и меры безопасности при сливе СУГ.
13.37. В зоне слива СУГ должны быть вывешены предупредительные плакаты с требованиями безопасности при сливе СУГ из
автомобильных цистерн.
14. Требования безопасности при заправке газобаллонных автомобилей
14.1. При наполнении баллонов на АГЗС должны выполняться
требования правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.
14.2. Заправка газобаллонных автомобилей осуществляется
согласно производственной инструкции.
За технической исправностью баллонов газобаллонных автомобилей и сроками их освидетельствования должен следить владелец автомобиля.
Баллоны подлежат освидетельствованию один раз в два года.
14.3. Перед наполнением автомобильных баллонов проверяются путевой (маршрутный) лист с отметкой о проверке баллонов или удостоверение с талоном на право вождения газобаллонного автомобиля.
14.4. В талоне указываются:
наименование автомобиля;
номер автомобиля;
заводской номер баллона;
емкость баллона в л;
дата последующего технического освидетельствования баллона;
отметка о регистрации.
14.5. На баллоне, установленном на автомобиле, должны
быть выбиты и видны:
товарный знак завода-изготовителя;
номер баллона (заводской);
фактическая масса порожнего баллона (кг) в соответствии
с государственным стандартом или ТУ на их изготовление;
дата (месяц, год) изготовления и год следующего освидетельствования;
рабочее давление (Р), МПа;
пробное гидравлическое давление (П), МПа;
вместимость баллона (л) в соответствии с государственным
стандартом или ТУ на их изготовление;
номер стандарта на их изготовление.
153
14.6. Баллоны, установленные в качестве расходных емкостей для СУГ на автомобилях, должны быть прочно укреплены и
герметично присоединены к газопроводам.
14.7. Не допускается заправлять СУГ установленные на автомобилях баллоны, у которых:
истек срок периодического освидетельствования;
нет установленных надписей;
не исправлены вентили и клапаны;
поврежден корпус баллона (раковины, забоины, коррозия,
вмятины);
ослаблено крепление баллона;
имеются утечки из соединений.
14.8. Наполнение баллонов автомобиля СУГ производится
при выключенном двигателе автомобиля.
Включать двигатель допускается после отсоединения рукава
и установки заглушки на заправочное устройство.
Перед въездом автомобиля на территорию АГЗС на заправку
пассажиры высаживаются.
14.9. Степень наполнения баллона определяется вентилем
контроля максимального наполнения или клапана-отсекателя.
Переполнение баллона не допускается.
При обнаружении неплотностей в газовом оборудовании автомобиля или переполнении баллона газ из него сливается в
резервуар.
14.10. При заправке газобаллонных автомобилей СУГ следует:
если двигатель заправленного газом автомобиля при пуске
дает перебои, его следует заглушить и откатить автомобиль от
заправочной колонки на расстояние не менее 15 м;
не переводить двигатель автомобиля с одного вида топлива
на другой на территории АГЗС;
не производить регулировку и ремонт газовой аппаратуры
газобаллонных автомобилей на территории АГЗС;
не создавать на заправочной колонке давление, превышающее рабочее давление баллона;
не подтягивать соединения на баллонах и коммуникациях;
не оставлять заправочные колонки и автомобили без надзора;
не производить выброс СУГ из баллонов в атмосферу при
переполнении.
15. Требования безопасности при освидетельствовании резервуаров
15.1. Резервуары перед внутренним осмотром, гидравлическим испытанием, ремонтом или демонтажем должны быть освобождены от газа, неиспарившихся остатков и тщательно обработаны.
15.2. Освобождение резервуаров сбросом газа через "свечу" в атмосферу не допускается.
Выжигание остатков паровой фазы должно производиться на
"свече", изготовленной из стальной трубы диаметром 20 мм,
154
высотой 3 м, устойчиво установленной в пожаробезопасном месте на расстоянии 10 - 12 м от границы резервуарной установки
с наклоном 50-60° к горизонту.
Заполнение резервуара водой должно начинаться в момент,
когда пламя на "свече" уменьшится до 20 - 30 см, при этом
сжигание вытесняемой водой паровой фазы должно продолжаться
до погасания пламени.
Подача воды прекращается при полном наполнении резервуара.
15.3. Обработка резервуаров должна производиться после
отсоединения их от газопроводов паровой и жидкой фазы с помощью заглушек путем их пропаривания и продувки инертным газом или заполнения теплой водой.
15.4. Качество дегазации должно проверяться анализом
проб воздуха, отобранного из нижней части сосуда. Концентрация СУГ пробы после дегазации не должна превышать 20% нижнего концентрационного предела распространения пламени.
15.5. Разгерметизация резервуаров без предварительного
снижения в них давления до атмосферного, а также применение
для дегазации воздуха не разрешаются.
15.6. При работах внутри резервуаров должны соблюдаться
меры безопасности, предусмотренные производственной инструкцией и настоящими Правилами.
15.7. Работы внутри резервуаров должны проводиться по
наряду-допуску бригадой в составе не менее трех человек под
руководством специалиста.
Члены бригады должны быть проинструктированы по безопасности ведения работ.
Спуск в резервуар более одного человека не допускается.
Работающий в резервуаре должен иметь шланговый противогаз и надетый спасательный пояс с закрепленной к нему спасательной веревкой.
Снаружи резервуара должны находиться не менее двух человек, которые должны держать в руках концы веревок, наблюдать
за работающим в резервуаре, быть готовым оказать ему необходимую помощь и не допускать к месту проведения работ посторонних лиц.
Время пребывания в резервуаре не должно превышать 15
мин.
Каждые 30 мин. следует проверять резервуар на загазованность. При обнаружении концентрации газа выше 20% от нижнего
концентрационного предела распространения пламени работы в
резервуаре прекращаются.
Проводится повторная дегазация резервуара с последующей
проверкой на загазованность.
15.8. Во время работ в резервуаре нахождение вблизи резервуара лиц, не участвующих в работе, не допускается.
15.9. Отложения, извлеченные из резервуаров, должны поддерживаться во влажном состоянии и вывозиться с территории
АГЗС для захоронения в специально отведенном месте.
155
Участки газопроводов с пирофорными отложениями должны в
день их вскрытия демонтироваться и складываться в безопасной
зоне.
15.10. Вода после промывки и испытаний резервуаров должна отводиться в канализацию через отстойники, исключающие
попадание СУГ в систему канализации, или вывозиться в места,
определенные санэпиднадзором.
15.11. Резервуары должны включаться в работу после освидетельствования или ремонта на основании письменного разрешения руководителя АГЗС.
16. Газоопасные работы
16.1. Газоопасные работы на АГЗС выполняются в соответствии с требованиями правил безопасности и настоящими Правилами.
16.2. К выполнению газоопасных работ допускаются руководители, специалисты и рабочие, обученные технологии проведения газоопасных работ, правилам пользования средствами индивидуальной защиты (противогазами и спасательными поясами),
способам оказания первой (доврачебной) помощи, аттестованные
и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности в объеме настоящих Правил.
Практические навыки отрабатываются на учебных полигонах
или на рабочих местах с соблюдением мер безопасности по программам, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России.
Перед допуском к выполнению газоопасных работ (после
проверки знаний) каждый проходит стажировку под наблюдением
опытного работника в течение первых десяти рабочих смен.
Стажировка и допуск к самостоятельному выполнению газоопасных работ оформляются решением по организации.
16.3. На проведение газоопасных работ оформляется наряддопуск (приложение 19).
К таким работам относятся:
пуск газа в газопроводы и другое технологическое оборудование АГЗС при вводе в эксплуатацию после окончания строительства, реконструкции, расширения и капитального ремонта,
при расконсервации;
проведение пусконаладочных работ;
первичное заполнение резервуаров сжиженным газом при
вводе их в эксплуатацию, а также после ремонта, очистки,
проведения технического освидетельствования;
удаление закупорок, установка и снятие заглушек на действующих газопроводах, а также отсоединение от газопроводов
агрегатов, оборудования и отдельных узлов с учетом в журнале
(приложение 17);
отключение от действующей сети и продувка газопроводов,
консервация и расконсервация газопроводов и технологического
оборудования АГЗС;
подготовка к техническому освидетельствованию резервуаров СУГ;
156
ремонт действующих внутренних и наружных газопроводов,
оборудования насосно-компрессорных отделений, заправочных
колонок, резервуаров СУГ;
демонтаж газопроводов, резервуаров, технологического
оборудования АГЗС;
текущий ремонт, связанный с разборкой арматуры, насосов
и компрессоров на месте проведения работ;
раскопка грунта в местах утечки газа до ее устранения;
все виды ремонта, связанные с выполнением сварочных и
огневых работ на территории АГЗС;
проведение электрических испытаний во взрывоопасных зонах.
16.4. Периодически повторяющиеся газоопасные работы, выполняемые в аналогичных условиях, как правило, постоянным
составом исполнителей и являющиеся неотъемлемой частью технологического процесса, могут проводиться без оформления наряда-допуска по утвержденным для каждого вида работ производственным инструкциям.
Такими работами являются:
техническое обслуживание запорной арматуры, предохранительных клапанов и проверка параметров их настройки;
техническое обслуживание технологического оборудования
АГЗС;
ремонт, осмотр и проветривание колодцев;
ремонтные работы без применения сварки и резки в колодцах, траншеях, заглублениях;
слив СУГ из автоцистерн в резервуары, откачка неиспарившихся остатков сжиженных газов из резервуаров, заправка газобаллонных автомобилей, слив газа из переполненных баллонов;
замена КИП на технологическом оборудовании.
Указанные работы должны регистрироваться в журнале учета
работ. Журнал прошнуровывается, скрепляется печатью, страницы в нем нумеруются.
16.5. Работы по пуску газа в газопроводы и технологическое оборудование АГЗС, ремонт с применением сварки и газовой резки, расконсервация АГЗС, проведение пусконаладочных
работ, первичное заполнение резервуаров СУГ проводятся по
наряду-допуску и специальному плану, утвержденному руководителем АГЗС.
16.6. В плане работ указываются строгая последовательность их проведения, расстановка людей, потребность в механизмах, приспособлениях и материалах, предусматриваются мероприятия, обеспечивающие безопасность проведения каждой газоопасной работы с указанием ответственных лиц за проведение
и подготовку работ. Ответственность за координацию указанных
работ и осуществление общего руководства возлагаются на руководителя АГЗС или лицо, его заменяющее.
16.7. Работы по устранению утечек газа и ликвидации аварий производятся без нарядов-допусков до устранения прямой
угрозы обслуживающему персоналу, материальным ценностям,
157
зданиям и сооружениям и выполняются по планам локализации и
ликвидации аварий.
16.8. Наряд-допуск выдается ответственному лицу на производство газоопасных работ руководителем АГЗС.
Если работа не закончена, а условия ее проведения и характер не изменились, наряд-допуск может быть продлен лицом,
его выдавшим.
16.9. Для подготовки к газоопасным работам выполняется
комплекс подготовительных мероприятий, предусмотренных в наряде-допуске и соответствующих инструкциях.
16.10. Перед началом газоопасной работы лицо, ответственное за ее проведение, обязано проверить наличие и исправность средств индивидуальной защиты, а также провести инструктаж исполнителей о необходимых мерах безопасности при выполнении работы, после чего каждый получивший инструктаж
расписывается в наряде-допуске.
16.11. Наряды-допуски регистрируются в журнале (приложение 20).
Журнал прошнуровывается, скрепляется печатью, страницы
нумеруются.
Наряды-допуски хранятся не менее одного года. Нарядыдопуски, выдаваемые на первичный слив газа, производство ремонтных работ с применением сварки на элементах технологических газопроводов и резервуаров в земле, хранятся постоянно
в исполнительно-технической документации АГЗС.
Журнал регистрации нарядов-допусков хранится пять лет.
16.12. Газоопасные работы на АГЗС должны выполняться не
менее чем двумя рабочими. Работы в резервуарах, помещениях
станции, а также ремонт с применением газовой резки и сварки
проводятся бригадой, состоящей не менее чем из трех рабочих,
под руководством специалистов.
Осмотр, ремонт, проветривание колодцев, слив неиспарившихся остатков СУГ из резервуаров и баллонов, проведение
технического обслуживания газопроводов и технологического
оборудования, наполнение резервуаров СУГ во время эксплуатации разрешается проводить двумя рабочими. Руководство указанными работами допускается поручать наиболее квалифицированному рабочему.
Заправка газобаллонных автомобилей может проводиться одним оператором.
16.13. При проведении газоопасных работ ответственное
лицо обязано обеспечить возможность быстрого вывода рабочих
из опасной зоны.
16.14. Газоопасные работы на АГЗС, выполняемые по нарядам-допускам, проводятся, как правило, в дневное время суток.
В исключительных случаях проведение неотложных газоопасных работ допускается в темное время суток при условии выполнения дополнительных мероприятий по обеспечению безопасного проведения работ.
16.15. На территории и в помещениях АГЗС не допускается
проведение сварки и резки на действующих газопроводах без их
158
отключения и продувки инертным газом или паром, а также разборка фланцевых резьбовых соединений, арматуры и оборудования на неотключенных и непродутых участках газопровода.
При отключении газопроводов и оборудования у закрытых
отключаемых устройств должны ставиться заглушки.
16.16. Насосы и компрессоры на время производства газоопасных работ в помещении насосно-компрессорного отделения
должны быть остановлены.
16.17. Все газопроводы и газооборудование перед их присоединением к действующим газопроводам, а также после ремонта должны подвергаться внешнему осмотру и контрольной опрессовке воздухом или инертными газами.
Контрольная опрессовка внутренних газопроводов и оборудования АГЗС производиться давлением 0,01 МПа. Падение не
должно превышать 0,0006 МПа за один час.
Резервуары СУГ, газопроводы обвязки испытываются давлением 0,3 МПа в течение одного часа. Видимого падения по манометру и утечек, определяемых с помощью мыльной эмульсии
или приборами, не допускается.
Результаты контрольной опрессовки записываются в нарядах-допусках на выполнение газоопасных работ.
16.18. Газопроводы и оборудование перед пуском газа
должны продуваться инертным газом или парами сжиженного газа
до вытеснения всего воздуха.
Штуцера, предназначенные для продувки сосудов, должны
располагаться таким образом, чтобы обеспечить продувку с минимальными затратами продувочного реагента.
При организации продувки парами сжиженного газа должны
быть разработаны мероприятия по безопасному ее проведению,
исключающие воспламенение газовоздушной смеси от источника
огня.
Окончание продувки определяется путем анализа. Объемная
доля кислорода в пробе газа не должна превышать 1%.
16.19. В процессе выполнения газоопасных работ все распоряжения о порядке их проведения должны даваться лицом, ответственным за работу.
16.20. Аварийные работы на АГЗС выполняются персоналом
АГЗС. Участие аварийных служб газораспределительных организаций в аварийных работах на АГЗС устанавливается согласованным планом локализации и ликвидации аварий.
Действия персонала АГЗС по локализации и ликвидации аварий должны определяться планом локализации и ликвидации аварий и планом взаимодействия служб различных ведомств.
16.21. В плане локализации и ликвидации аварий учитываются особенности технологического процесса, требований инструкций по безопасным методам работ, предусматриваются:
способы и средства для тушения пожара; список лиц (с
указанием номеров телефонов и других средств сообщения и вызова), которые должны быть немедленно извещены об аварии;
план эвакуации автотранспорта из опасной зоны; сценарии возможных аварий;
159
распределение обязанностей и порядок конкретных действий
персонала АГЗС по предотвращению и ликвидации аварий и взаимодействия между отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварии;
способы устранения аварии и перечень необходимых материально-технических средств;
условия взаимодействия со службами пожарной охраны, милиции, скорой помощи, организациями электроснабжения, водоснабжения и др.
Ответственность за составление плана, своевременность
внесения в него изменений и дополнений, пересмотр (не реже
одного раза в год) несет руководитель АГЗС.
16.22. План взаимодействия служб различных ведомств по
локализации и ликвидации аварий на АГЗС согласовывается с
заинтересованными организациями и утверждается в установленном порядке.
16.23. Учебно-тренировочные занятия по локализации и ликвидации аварий проводятся на АГЗС не реже одного раза в
квартал с учетом в журнале.
17. Огневые работы
17.1. Ремонтные работы, связанные с применением открытого огня, а также выжег остатков паровой фазы СУГ из резервуаров допускаются в исключительных случаях при условии выполнения работающими правил безопасности, настоящих Правил и
других нормативно-технических документов, устанавливающих
требования по безопасности проведения сварочных и других огневых работ на опасных производственных объектах, утвержденных в установленном порядке.
17.2. Огневые работы должны выполняться в дневное время
по специальному плану, утвержденному руководителем АГЗС, согласованному с местной пожарной охраной и нарядом-допуском.
17.3. Наряд-допуск на проведение огневых работ должен
оформляться заблаговременно для проведения необходимой подготовки к работе.
17.4. Огневые работы разрешается проводить только после
выполнения подготовительных работ и мероприятий, предусмотренных планом и нарядом-допуском.
Подготовительные газоопасные работы (продувка, отключение оборудования, установка заглушек, дегазация и др.) проводятся в соответствии с требованиями настоящих Правил.
17.5. Стравливать газ из подлежащего ремонту участка газопровода следует только через продувочные свечи.
При стравливании газа все механизмы должны находиться за
пределами охранной зоны с наветренной стороны.
17.6. Место проведения огневых работ следует обеспечить
средствами пожаротушения. К месту проведения работ должен
быть проложен пожарный рукав со стволом от внутреннего противопожарного водопровода.
17.7. Для защиты оборудования, сгораемых конструкций от
искр электрической дуги рабочие места сварщиков должны быть
160
ограждены переносными металлическими щитами, оборудование и
сгораемые конструкции - металлическими листами или асбестовыми одеялами.
17.8. При проведении на АГЗС огневых работ не допускается проводить операции по приему СУГ и заправке автомобилей,
при этом должны быть установлены дорожные знаки, запрещающие
въезд автотранспорта на территорию АГЗС.
17.9. Лицо, ответственное за проведение огневых работ,
обязано проинструктировать исполнителей о мерах пожарной
безопасности при их проведении.
17.10. При выполнении работ внутри помещений снаружи выставляются посты с целью исключения доступа к месту работ
посторонних лиц.
17.11. В течение всего времени работ в помещениях должна
действовать приточно-вытяжная вентиляция.
17.12. Перед началом и во время огневых работ в помещениях, а также в 20-метровой зоне от рабочего места на территории должен проводиться анализ воздушной среды на содержание СУГ не реже чем через каждые 10 мин.
При наличии в воздухе паров СУГ, независимо от их концентрации, огневые работы должны быть приостановлены.
17.13. После окончания работ место проведения работы осматривается, сгораемые конструкции поливаются водой, принимаются меры, исключающие возможность возникновения пожара.
17.14. По окончании огневых работ баллоны с горючими газами и кислородом удаляются с места работ в места постоянного хранения.
_____________________________
*(1) Собрание законодательства Российской Федерации,
1997, N 30, ст.3588.
*(2) "Российская газета", N 231, 05.12.2002.
*(3) "Российская газета", N 107, 18.06.2002.
*(4) Собрание законодательства Российской Федерации,
2000, N 48, ст.4694.
Приложение
Приложение
Приложение
Приложение
1.
2.
3.
4.
Приложение 5.
Приложение 6.
Приложение 7.
Приложение 8.
Приложение 9.
Приложение 10.
Приложение 11.
Приложение 12.
Приложение 13.
Приложение 14.
Приложение 15.
Технический паспорт АГЗС
Журнал приема-сдачи смен
Журнал осмотра и ремонтов зданий и сооружений
Журнал
технического
обслуживания
и ремонта
вентиляционных систем
Журнал проверки сосудов, работающих под
давлением, в
рабочем состоянии
Журнал учета технического освидетельствования сосудов,
работающих под давлением (резервуары, емкости для слива
неиспарившихся остатков СУГ и др.)
Журнал учета и состояния оборудования резервуарного
парка углеводородных газов и наличия
продукта по
показаниям приборов
Журнал учета работы оборудования насосно-компрессорного
и испарительного отделений
Журнал технического обслуживания и ремонта оборудования
Журнал
проверки
технологического
оборудования и
газопроводов на герметичность
Журнал технического обслуживания и ремонта арматуры
Журнал технического обслуживания и ремонта инженерных
коммуникаций (газопровод,
водопровод,
канализация,
теплосеть)
Журнал испытаний предохранительных клапанов
Журнал проверки и испытания резинотканевых рукавов
(шлангов)
Журнал проверки манометров
161
Приложение 16. Журнал технического обслуживания и ремонта
КИП и
средств автоматики
Приложение 17. Журнал установки и снятия заглушек
Приложение 18. Журнал проверки загазованности помещений и колодцев
Приложение 19. Наряд-допуск на проведение газоопасных работ
Приложение 20. Журнал регистрации нарядов-допусков на производство
газоопасных работ
Приложение 21. Акт гидравлического испытания резинотканевых рукавов
Приложение 1
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Технический паспорт АГЗС
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
|
Перечень показателей,
|
Значение
|По состоянию на 2003 г.|
|
характеризующих АГЗС
|величин (тип, |———————————————————————|
|
|производитель-|Количество |Год выпуска|
|
| ность, число |
|строительс-|
|
| оборотов и |
| тва или |
|
|
т.п.)
|
| монтажа |
|————————————————————————————————|——————————————|———————————|———————————|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|————————————————————————————————|——————————————|———————————|———————————|
|1 . Общие сведения об АГЗС
|
|
|
|
|1.1. Год ввода в эксплуатацию
|
|
|
|
|1.2.
Проектная
организация,|
|
|
|
|выполнившая проект АГЗС
|
|
|
|
|1.3.
Характеристика
проекта:|
|
|
|
|привязка
типового
проекта|
|
|
|
|(указать номер типового проекта)|
|
|
|
|или индивидуальный проект
|
|
|
|
|1.4.
Сведения
о
проекте|
|
|
|
|реконструкции
|
|
|
|
|1.4.1. Год выполнения проекта|
|
|
|
|реконструкции
|
|
|
|
|1.4.2.
В
чем
заключается|
|
|
|
|реконструкция (перечислить)
|
|
|
|
|1.4.3. Проектная
организация,|
|
|
|
|выполнившая проект реконструкции|
|
|
|
|1.5.
Принципиальная
схема|
|
|
|
|слива-налива
газа
на
АГЗС:|
|
|
|
|насосно-компрессорная,
|
|
|
|
|насосно-испарительная,
|
|
|
|
|испарительная и др.
|
|
|
|
|1.6. Годовая производительность|
|
|
|
|АГЗС по первоначальному проекту,|
|
|
|
|т
|
|
|
|
|1.7. Годовая производительность|
|
|
|
|АГЗС по проекту реконструкции, т|
|
|
|
|1.8.
Годовая
фактическая|
|
|
|
|производительность, т
|
|
|
|
|1.9.
Первоначальная
сметная|
|
|
|
|стоимость строительства
АГЗС,|
|
|
|
|тыс.руб.
|
|
|
|
|1.10.
Балансовая
стоимость,|
|
|
|
|тыс.руб.
|
|
|
|
|1.11. Количество руководителей,|
|
|
|
|специалистов и служащих, чел.
|
|
|
|
|1.12. Количество рабочих всего,|
|
|
|
|чел.
|
|
|
|
|1.13. Сменность
работы
АГЗС|
|
|
|
|(одна или две смены)
|
|
|
|
|2. Поступление и реализация газа|
|
|
|
|2.1. Заводы - поставщики газа
|
|
|
|
|2.2. Способ доставки
газа на|
|
|
|
|АГЗС
|
|
|
|
|2.3.
Количество
газа,|
|
|
|
|отпускаемого с АГЗС в сутки,|
|
|
|
|т/год
|
|
|
|
|3.
Сведения
о
генплане и|
|
|
|
|инженерных коммуникациях
|
|
|
|
|3.1. Площадь земельного участка,|
|
|
|
|м2
|
|
|
|
|3.1.1.
В
том числе|
|
|
|
162
|производственной зоны, м2
|
|3.2. Водопроводные сети, м
|
|3.3. Канализационные сети, м
|
|3.4. Тепловые сети, м:
|
|отопление
|
|горячее водоснабжение
|
|3.5. Электрические сети, м
|
|3.6. Кабельные линии, импульсные|
|трубы КИП и автоматики, м
|
|3.7. Слаботочные сети, м
|
|3.8. Газопроводы, м
|
|3.9. Автодороги и асфальтовые|
|покрытия, м
|
|3.10. Ограждение АГЗС, м
|
|4. Сливно-наливные устройства
|
|4.1. Количество
колонок
для|
|слива из автоцистерн, шт.
|
|4.2. Количество
колонок
для|
|заправки баллонов газобаллонных|
|автомобилей, шт.
|
|5. Характеристика
резервуаров|
|для хранения сжиженных
газов|
|(тип, вместимость), шт.
|
|5.1. Общий объем
резервуаров|
|базы хранения, м3
|
|5.2. Запас газа на АГЗС, сут.
|
|5.3.
Способ
установки|
|резервуаров
(надземный
или|
|подземный)
|
|5.4. Тип уровнемерных устройств,|
|установленных на резервуарах
|
|6.
Насосно-компрессорное|
|отделение
|
|6.1.
Объем
помещения|
|(внутренний), м3
|
|6.2. Площадь помещения, м2
|
|6.3. Компрессор (тип, марка),|
|шт.
|
|6.4. Насос (тип, марка), шт.
|
|6.5.
Испаритель
(тип,|
|производительность), шт.
|
|7.
Устройства
автоматики и|
|блокировки
|
|7.1.
Наличие
блокировки|
|вентиляционных
устройств с|
|технологическим оборудованием
|
|7.2.
Наличие
блокировки|
|сигнализаторов загазованности с|
|аварийными
вентиляционными|
|установками
|
|7.3.
Наличие
сигнализаторов|
|загазованности (тип,
марка) в|
|помещениях
с
производствами|
|категории
А
(перечислить|
|помещения), шт.
|
|8. Электрооборудование
|
|8.1.
Установленная
мощность|
|электродвигателей, кВт
|
|8.2.
Электродвигатели|
|технологического оборудования и|
|их установленная мощность, шт. |
|8.3.
Электродвигатели|
|вентиляционного оборудования и|
|их установленная мощность, шт. |
|8.4. Прочие
электродвигатели,|
|шт.
|
|8.5.
Запорная
арматура с|
|электроприводом, шт.
|
|8.6.
Тип
трансформаторной|
|подстанции, ее мощность, кВт,|
|напряжение, В
|
|8.7.
Наличие
установок|
|электрохимической
защиты
от|
|коррозии (указать тип установки|
|и объект защиты), шт.
|
|9. Теплоснабжение и вентиляция |
|9.1. Источник теплоснабжения
|
|9.2.
Вид
и
параметры|
|теплоносителя
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
163
|9.3.
Наличие
химводоочистки|
|(тип)
|
|9.4. Приточные
вентиляционные|
|системы
(номер
системы и|
|обслуживаемые помещения)
|
|9.5.
Вытяжные
вентиляционные|
|системы
(номер
системы,|
|обслуживаемые
установки и|
|помещения)
|
|9.6.
Общее
количество|
|вентиляторов, шт.
|
|10. Водоснабжение и канализация |
|10.1.
Источник
водоснабжения|
|(давление воды)
|
|10.2. Объем и тип резервуара для|
|противопожарного запаса воды, м3|
|10.3. Пожарные насосы (марка и|
|тип), шт.
|
|10.4. Наличие
канализационной|
|насосной
станции
(тип,|
|производительность)
|
|10.5.
Место сброса|
|канализационных стоков
|
|11. Противопожарное оборудование|
|11.1. Перечень первичных средств|
|пожаротушения
в|
|насосно-компрессорном отделении |
|11.2. Перечень первичных средств|
|пожаротушения - в наполнительном|
|отделении
|
|11.3. Перечень первичных средств|
|пожаротушения на базе хранения |
|11.4. Перечень первичных средств|
|пожаротушения для колонок слива|
|из
автоцистерн
и
заправки|
|баллонов
газобаллонных|
|автомобилей
|
|11.5. Перечень первичных средств|
|пожаротушения
для
территории|
|АГЗС
|
|11.6.
Наличие
пожарной|
|сигнализации (перечень помещений|
|и тип сигнализации)
|
|11.7.
Наличие
автоматической|
|системы пожаротушения (перечень|
|помещений, тип, марка системы) |
|11.8.
Наличие
стационарной|
|автоматической системы водяного|
|охлаждения
резервуаров
базы|
|хранения
|
|12. Внеплощадочные коммуникации|
|и сооружения
|
|12.1. Подъездная автодорога, км |
|12.2. Линия электропередачи, км |
|12.3. Водопровод: диаметр, мм,|
|протяженность, км
|
|12.4. Канализация: диаметр, мм,|
|протяженность, км
|
|12.5. Слаботочные сети, км
|
|12.6. Теплотрасса, км
|
|13. Потребность в энергоресурсах|
|13.1.
Установленная
мощность|
|токоприемников, кВт
|
|13.2. Расход электроэнергии, тыс|
|кВт х ч/год
|
|13.3. Горячая
вода
(указать|
|температуру), кВт х ч/ч
|
|13.4.
Пар
давлением МПа|
|(кгс/см2), т/ч
|
|13.5.
Вода
на|
|хозяйственно-питьевые
и|
|производственные нужды (включая|
|полив территории), м/сут
|
|13.6. Вода
на
пожаротушение|
|(внутреннее и наружное), л/с
|
|13.7.
Вода
на
пополнение|
|противопожарного запаса, м/сут. |
|13.8.
Хозяйственно-бытовая|
|канализация, м/сут.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
164
|13.9.
Производственная|
|
|
|
|канализация, м/сут.
|
|
|
|
|13.10. Сжатый воздух (указать|
|
|
|
|давление), м/мин
|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
Приложение. Схема расположения АГЗС и основных ее сооружений (генплан) в масштабе
1:1000 или 1:500 с экспликацией.
Примечание. На схеме АГЗС должны быть обозначены сооружения, построенные по первоначальному проекту.
"___"____________ 2003 г.
"___"____________ 2003 г.
Исполнил:
Проверил:
Приложение 2
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Журнал
приема-сдачи смен
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
|Дата|Смена| Дежурный |Фамилия|
Состояние
| Подпись |Замечания|
|
| , ч | электрик |, имя, |
оборудования
|дежурного|старшего |
|
|(от -| (Д.Э.); |отчест-|—————————————————————| о сдаче | мастера |
|
| до) | дежурный | во
|обнаруже-| принятые |
или
|
|
|
|
| слесарь |сменно-| нные
| меры по | приеме |
|
|
|
| (Д.С.); | го
|неисправ-|устранению | смены |
|
|
|
| сменный |мастера|ности по |обнаружен- |
|
|
|
|
| мастер |
|объектам |
ных
|
|
|
|
|
|
|
|
|неисправно-|
|
|
|
|
|
|
|
| стей по |
|
|
|
|
|
|
|
| объектам |
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
Приложение 3
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Журнал
осмотра и ремонтов зданий и сооружений
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
|Дата (год,| Замечания по |
Отметки об
|
Подпись
|
| месяц, |
состоянию
|
устранении
|———————————————————————|
| число) | проверяемого | неисправностей и |исполнителя|контролиру-|
|
|
объекта
|
повреждений
|
|ющего лица |
|——————————|———————————————|————————————————————|———————————|———————————|
|
|
|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
Приложение 4
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Журнал
технического обслуживания и ремонта вентиляционных систем
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
|
номер
| Дата и вид | Краткое
| Отметки о |
Подпись
|
|вентиляцион-|обслуживания | описание |проведенном|———————————————————|
|ной системы |(техническое |неисправнос-|техническом|исполни- |контроли-|
|
и тип
|обслуживание,|
тей
|обслужива- | теля
| рующего |
|оборудования| текущий и |
| нии или |
| лица
|
|
| капитальный |
| ремонте |
|
|
|
| ремонты"
|
|
|
|
|
|————————————|—————————————|————————————|———————————|—————————|—————————|
|
|
|
|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
165
Приложение 5
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Журнал
проверки сосудов, работающих под давлением, в рабочем состоянии
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
| N |
Дата
|Регистрацион-|Техническая |Замечания| Отметки | Подпись |
|п/п| проверки | ный номер |характерис- |
по
|
об
|проверяю-|
|
| (число, |сосуда; место|тика (Р, V) |состоянию|устране- | щего
|
|
| месяц) | установки |
|проверяе-|
нии
|
|
|
|
|
|
| мого
|неисправ-|
|
|
|
|
|
| сосуда |ностей и |
|
|
|
|
|
|
|поврежде-|
|
|
|
|
|
|
|
ний
|
|
|———|——————————|—————————————|————————————|—————————|—————————|—————————|
|
|
|
|
|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
Приложение 6
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Журнал
учета технического освидетельствования сосудов, работающих под давлением (резервуары,
емкости для слива неиспарившихся остатков СУГ и др.)
—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
| Дата |
Сосуды
|
Вид
|
Гидроиспытание
|
|техни- |———————————————————————|освидетель-|—————————————————————————————————————————|
|ческого|регист-|рабочее|наиме- |ствования: |исчислен- | фактические показатели, МПа |
|освиде-|рацион-|давле- |нование|
ГИ |
ное
|——————————————————————————————|
|тельст-| ный |ние по |и номер|гидроиспы- | пробное |фактически|давление|разница в |
|вования| номер |паспор-| по
|тание, ВО -|давление, |заданное, |после 5 | давлении |
|
|
|ту, МПа|техно- |внутренний |Р_пр, МПа |
Р_пр
| мин. |
|
|
|
|
|логиче-| осмотр
|
|
|выдержки|
|
|
|
|
| ской |
|
|
|
|
|
|
|
|
| схеме |
|
|
|
|
|
|———————|———————|———————|———————|———————————|——————————|——————————|————————|——————————|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
|———————|———————|———————|———————|———————————|——————————|——————————|————————|——————————|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
|
Результаты
| Дата следующего
| Номер и дата акта |
Ответственный за
|
|освидетельствова- |освидетельствования | приемки сосуда
|организацию и проведение |
| ния (ВО или ГИ, |
|
|
испытаний
|
|
или того и
|
|
|—————————————————————————|
|
другого)
|
|
|
фамилия
| подпись |
|——————————————————|————————————————————|———————————————————|—————————————|———————————|
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
|——————————————————|————————————————————|———————————————————|—————————————|———————————|
|
|
|
|
|
|
—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
Приложение 7
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Журнал
учета и состояния оборудования резервуарного парка углеводородных газов и наличия продукта
по показаниям приборов
——————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
| N |
Резервуар
|
Состояние продукта при
|Техническое состояние|
|п/п|
|
приеме-сдаче смены
|
резервуаров
|
|
|——————————————————————————|—————————————————————————————|—————————————————————|
|
| дата
|номер |регистра-|давление, МПа |уровень жидкой|замечен-| принятые |
166
|
|осмотра и|резер-| ционный |
|фазы газа, мм | ные
| меры по
|
|
| приема- |вуара | номер |——————————————|——————————————|неиспра-| устранению |
|
| сдачи | по |
| при | при | при | при | вности |неисправнос-|
|
|
|схеме |
|приеме |сдаче |приеме |сдаче |
|
тей
|
|
|
|
|
| смены |смены | смены |смены |
|
|
|———|—————————|——————|—————————|———————|——————|———————|——————|————————|————————————|
| 1 |
2
| 3
|
4
|
5
| 6
|
7
| 8
|
9
|
10
|
|———|—————————|——————|—————————|———————|——————|———————|——————|————————|————————————|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
——————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
——————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
| Техническое состояние вентилей,
|
Сдача-прием смены
|
|задвижек, предохранительных клапанов|
|
|————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————|
|вентиль,|задвижка,|предохранительный|
сдал
|
принял
|
| его
|ее номер |клапан, его номер|———————————————————————|—————————————————————|
| номер |
|
|фамилия, имя, |подпись | фамилия, |подпись |
|
|
|
|
отчество
|
|
имя,
|
|
|
|
|
|
|
| отчество |
|
|————————|—————————|—————————————————|——————————————|————————|————————————|————————|
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
|————————|—————————|—————————————————|——————————————|————————|————————————|————————|
|
|
|
|
|
|
|
|
——————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
Приложение 8
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Журнал
учета работы оборудования насосно-компрессорного и испарительного отделений
———————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
|Дата | номер |
Давление
|Температу-| Пуск | Останов |
|
|компрес-|—————————————————————————————————————————————————|
ра
|(время) | (время) |
|
| соров, |
всасывания
|
нагнетания
|нагнетания|
|
|
|
|насосов,|————————————————————————|————————————————————————| паровой |
|
|
|
|испари- |паровой |жидкой |паровой|паровой |жидкой |паровой|
фазы
|
|
|
|
| телей | фазы | фазы | фазы | фазы | фазы | фазы |
|
|
|
|
|
|компрес-|насоса |испари-|компрес-|насоса |испари-|
|
|
|
|
|
| сора |
| теля | сора |
| теля |
|
|
|
|—————|————————|————————|———————|———————|————————|———————|———————|——————————|————————|——————————|
| 1 |
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
|—————|————————|————————|———————|———————|————————|———————|———————|——————————|————————|——————————|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
———————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
|
Время работы
|
Продувка
| Удаление | Замечания по |Принятые | Ф.И.О. | Подпись
|
|
|
сборника
| масла из |
работе
| меры по |машиниста|ответствен- |
|
|
конденсата
|маслоотде- |компрессоров, |устране- |и подпись| ного лица |
|——————————————————|————————————————| лителя
|
насосов,
|
нию
|
о
|
|
|количес-|количест-| N 1 | N 2
|
| испарителей |поврежде-|передаче |
|
| тво
|
во
|
|
|
|
|
ний
| смены |
|
|отрабо- |отработа-|
|
|
|
|
|
|
|
| танных | нных
|
|
|
|
|
|
|
|
|часов за| часов с |
|
|
|
|
|
|
|
| смену | момента |
|
|
|
|
|
|
|
|
|установки|
|
|
|
|
|
|
|
|————————|—————————|———————|————————|———————————|——————————————|—————————|—————————|————————————|
|
12
|
13
| 14
|
15
|
16
|
17
|
18
|
19
|
20
|
|————————|—————————|———————|————————|———————————|——————————————|—————————|—————————|————————————|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
Приложение 9
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Журнал
технического обслуживания и ремонта оборудования
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
| Дата и |
Тип
|Наименование вида | Подпись | Подпись лица, |
| время
|оборудования,|
обслуживания
|
лица,
| разрешающего |
| начала и |
место
|
(техническое
|производив-|
пуск
|
|окончания | установки | обслуживание,
|шего работы|отремонтирован-|
| ремонта |
| текущий ремонт, |
|
ного
|
167
| (год,
|
|
капитальный
|
| оборудования, |
| месяц, |
|ремонт) и краткое |
| дата пуска
|
| число, |
|
описание
|
|
|
| часы,
|
|выполненных работ |
|
|
| минуты) |
|
|
|
|
|——————————|—————————————|——————————————————|———————————|———————————————|
|
|
|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
Приложение 10
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Журнал
проверки технологического оборудования и газопроводов на герметичность
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
| Дата |Наимено- | Способ |Обнаружен-|Отметка об |
Проверяющий
|
|проведе-| вание |обнаруже-|ные утечки|устранении |———————————————————|
| ния
| узлов, |
ния
|
газа
|утечки газа| фамилия | подпись |
|проверки| стыков, | утечки |
|
|
|
|
|
|сочлене- |(обмыли- |
|
|
|
|
|
|
ний
| вание и |
|
|
|
|
|
|
| др.)
|
|
|
|
|
|————————|—————————|—————————|——————————|———————————|—————————|—————————|
|
|
|
|
|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
Приложение 11
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Журнал
технического обслуживания и ремонта арматуры
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
| Дата |Присвоен-| Марка | Место | Оценка |Отметка об|
Подписи
|
|прове-|ный номер|арматуры|установки|состоя- |устранении|———————————————|
| рки |или номер|
,
|арматуры | ния
| дефектов |испол-|контро- |
|(год, |по схеме |условный|
или
|
|
(их
|нителя|лирующе-|
|число,|
| проход |соедине- |
| краткое |
|го лица |
|месяц)|
|
|
ния
|
|описание) |
|
|
|——————|—————————|————————|—————————|————————|——————————|——————|————————|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
Приложение 12
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Журнал
технического обслуживания и ремонта инженерных коммуникаций (газопровод, водопровод, канализация, теплосеть)
————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
| Дата |
Характеристика трубопроводов
|
|прове-|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————|
|дения | дата | протяженность, м |давле- | тип |
сооружения на трубопроводах
|
|работ |ввода в|
| ние |изоля- |
|
|
|эксплу-|————————————————————|
| ции |————————————————————————————————————————|
|
|атацию |над- |под- | в том |
|
|задвиж-|компен-| краны |вентили|колодцы|
|
|
|зем- |зем- |числе по|
|
| ки
|саторы |
|
|
|
|
|
| ные | ные |диамет- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| рам
|
|
|
|
|
|
|
|
|——————|———————|—————|—————|————————|———————|———————|———————|———————|————————|———————|———————|
| 1
|
2
| 3 | 4 |
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
| 11
| 12
|
|——————|———————|—————|—————|————————|———————|———————|———————|———————|————————|———————|———————|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
|
Характеристика трубопроводов
| Место-положение |
Вид ремонта
| Подпись
|
|———————————————————————————————————————————| коммуникаций
|(краткое описание|ответствен- |
|
сооружения на трубопроводах
|
|
выполненных
| ного за
|
|
|
|
работ)
|
работу
|
168
|———————————————————————————————————————————|
|
|
|
|опоры |конденса-|футляры|усилитель-|и т.д. |
|
|
|
|
|тосборни-|
|ные муфты |
|
|
|
|
|
|
ки
|
|
|
|
|
|
|
|——————|—————————|———————|——————————|———————|—————————————————|—————————————————|————————————|
| 13 |
14
| 15
|
16
| 17
|
18
|
19
|
20
|
|——————|—————————|———————|——————————|———————|—————————————————|—————————————————|————————————|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
Примечание. На каждый вид коммуникаций составляется отдельный журнал.
Приложение 13
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Журнал
испытаний предохранительных клапанов
——————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
| Дата | Характеристика клапана, его установка |
Регулировка клапана
|
Запись о
|
|испы- |————————————————————————————————————————|———————————————————————————| разрешении |
|тания | тип | номер | диаметр |место установки | паспортное
|отрегулиро-| эксплуатации |
|
|кла- |клапана|условного|и номер клапана |
рабочее
|ван клапан |
клапана
|
|
|пана |(завод-| прохода |
по
| давление (в |
на
|
|
|
|
| ской) |
|технологической |сосуде, трубе),| давление, |
|
|
|
|
|
|
схеме АГЗС
|
МПа
|
МПа
|
|
|——————|—————|———————|—————————|————————————————|———————————————|———————————|——————————————|
| 1
| 2 |
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|——————|—————|———————|—————————|————————————————|———————————————|———————————|——————————————|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
——————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
——————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
|
Дата
|
Причина
|Номер и дата акта |
Провел испытания
|
Отметки о
|
| следующего | отбраковки
| об испытаниях
|——————————————————————| пломбировании |
| испытания
|
клапана
|
| фамилия | подпись |
клапана
|
|
клапана
|
|
|
|
|
|
|——————————————|———————————————|——————————————————|———————————|——————————|—————————————————|
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
|——————————————|———————————————|——————————————————|———————————|——————————|—————————————————|
|
|
|
|
|
|
|
——————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
Примечание. При испытании предохранительных клапанов вне территории АГЗС составляют
акт испытаний с перечислением всех параметров, указанных в настоящем журнале.
Приложение 14
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Журнал
проверки и испытания резинотканевых рукавов (шлангов)
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
| Дата |Присвое-| Место |
Результаты испытания
|
Подпись
|
|испыта-| нный |установки|——————————————————————————|—————————————————|
| ния |регист- | шланга | Р_исп | D_у |заключе- |испол- |контроли-|
|шлангов|рацион- |(рукава) |
|
| ние о |нителя | рующего |
| (год, | ный
|
|
|
|годности |
| лица
|
|месяц, | номер |
|
|
|
|
|
|
|число) |
|
|
|
|
|
|
|
|———————|————————|—————————|————————|———————|—————————|———————|—————————|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
Приложение 15
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Журнал
проверки манометров
————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
| N | Дата | Рабочие манометры | Место и
|Испытате-|Показания манометров, |
|п/п|испыта- |
|
класс
| льное |
МПа
|
|
| ния
|—————————————————————| точности |давление,|——————————————————————|
169
|
|
| место | номер и |контрольного|
МПа
|контроль- |испытывае- |
|
|
|установки|
класс
| манометра |
|
ного
|
мого
|
|
|
|
| точности |
|
|
|
|
|
|
|
|проверяемых|
|
|
|
|
|
|
|
|манометров |
|
|
|
|
|———|————————|—————————|———————————|————————————|—————————|——————————|———————————|
| 1 |
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|———|————————|—————————|———————————|————————————|—————————|——————————|———————————|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
|Результаты испытания манометра| Для следующего | Номер и |
Провел испытание
|
|——————————————————————————————|
испытания
|дата акта|——————————————————————|
| годен к |
отбракован
|
(годного
|
об
| фамилия | подпись
|
|установке |
|
манометра)
|испытании|
|
|
|
|———————————————————|
|
|
|
|
|
| не
| причина |
|
|
|
|
|
| годен |отбраковки |
|
|
|
|
|——————————|———————|———————————|————————————————|—————————|—————————|————————————|
|
9
| 10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
|——————————|———————|———————————|————————————————|—————————|—————————|————————————|
|
|
|
|
|
|
|
|
————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
Приложение 16
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Журнал
технического обслуживания и ремонта КИП и средств автоматики
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
| Дата |Регистраци-|
Место
|
Результаты
|
Подписи
|
|проверки| онный или | установки |
проверки или
|———————————————————|
| (год, | заводской | прибора | ремонта (краткое |исполни- |контроли-|
| месяц, |
номер
|
|
описание
| теля
| рующего |
| число) |приборов и |
|выполненных работ)|
| лица
|
|
| их тип
|
| и заключение о |
|
|
|
|
|
|
годности
|
|
|
|————————|———————————|———————————|——————————————————|—————————|—————————|
|
|
|
|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
Приложение 17
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Журнал
установки и снятия заглушек
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
| N |
Установка заглушки
|
|п/п|
|
|
|———————————————————————————————————————————————————————————————————|
|
|дата, |фамилия, имя,| долж- | диаметр | оборудование или |подпись |
|
|время | отчество
| ность |заглушки | номер запорного |устано- |
|
|
|
лица,
|
|
|устройства (до или|вившего |
|
|
|установившего|
|
|после оборудования|заглушку|
|
|
| заглушку, |
|
| или запорного
|
|
|
|
|
подпись
|
|
|
устройства),
|
|
|
|
|
|
|
| диаметр заглушки |
|
|———|——————|—————————————|————————|—————————|——————————————————|————————|
| 1 | 2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
|———|——————|—————————————|————————|—————————|——————————————————|————————|
|
|
|
|
|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
|
Снятие заглушки
|
|———————————————————————————————————————————————————————————————————————|
|дата,| фамилия, | диаметр |должность |
оборудование или номер
|
|время|
имя,
|заглушки |
| запорного устройства (до или |
170
|
| отчество |
|
|
после оборудования или
|
|
| снявшего |
|
|запорного устройства), диаметр |
|
| заглушку |
|
|
заглушки
|
|—————|————————————|—————————|——————————|———————————————————————————————|
| 8 |
9
|
10
|
11
|
12
|
|—————|————————————|—————————|——————————|———————————————————————————————|
|
|
|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
Приложение 18
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Журнал
проверки загазованности помещений и колодцев
——————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
| Дата |Наимено-| Концентрация газа в измеряемых точках |Количество|
Проверка
|Подпись |
|(месяц,| вание |
помещения, %
| замеров |
колодцев
|ответст-|
|число, |помеще- |—————————————————————————————————————————| согласно |———————————————|венного |
|время) |ния или |
номера точек
| схеме
|
номера
| лица |
|
|местора-|
|
|колодцев: 1, 2 |
|
|
|сположе-|
|
|
и т.д.
|
|
|
| ние
|—————————————————————————————————————————|
|———————————————|
|
|
|колодца |1/1а|2/2а |3/3а |4/4а | 5/5а |6/6а | и |
| концентрация |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|т.д. |
|
газа, %
|
|
|———————|————————|————|—————|—————|—————|——————|—————|—————|——————————|———————————————|————————|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
——————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
Примечание. Точки 1, 2, 3 и т.д. - замер загазованности нижней зоны помещения, колодца (не выше 0,3 м от пола нижней отметки колодца); точки 1а, 2а, 3а и т.д. - замер
загазованности в зоне дыхания (1,5 м от уровня пола).
Приложение 19
(Образец)
Утверждаю
__________________________
(наименование организации)
__________________________
(должность, подписи)
"___"____________ _____ г.
Наряд-допуск хранится 1 год
Наряд-допуск N ______
на проведение газоопасных работ
1. АГЗС (зона, установка) __________________________________________
2. Место проведения работы _________________________________________
_________________________________________________________________________
(отделение, участок, аппарат, коммуникация)
3. Характер выполняемых работ ______________________________________
4. Ответственный за подготовительные работы ________________________
_________________________________________________________________________
(должность, Ф.И.О.)
5 Ответственный за проведение работ ________________________________
_________________________________________________________________________
(должность, Ф.И.О.)
6. Мероприятия по подготовке объекта к проведению газоопасных работ
и последовательность их проведения ______________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
Приложение: ________________________________________________________
(наименование схем, эскизов)
7. Мероприятия, обеспечивающие безопасное проведение работ _________
_________________________________________________________________________
8. Средства индивидуальной защиты и режим работы ___________________
_________________________________________________________________________
9. Старший мастер АГЗС _____________________________________________
(фамилия, подпись, дата)
10. Мероприятия согласованы со службой техники безопасности ________
_________________________________________________________________________
(фамилия, подпись, дата)
11. Состав бригады и отметка о прохождении инструктажа
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
| N | Дата и | Ф.И.О.
| Профессия | С условиями | Инструктаж
|
|
| время
| членов
|
|
работ
|
провел,
|
|
|проведения| бригады |
| ознакомлен, | должность,
|
171
|
| работ
|
|
| инструктаж
|Ф.И.О., подпись|
|
|
|
|
|
получил,
|
|
|
|
|
|
|
подпись
|
|
|———|——————————|———————————|————————————|———————————————|———————————————|
|
|
|
|
|
|
|
|———|——————————|———————————|————————————|———————————————|———————————————|
|
|
|
|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
12. Анализ воздушной среды перед началом и в период проведения работ
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
| Дата и |
Место
|Определяемые|Допустимая |Результаты | Подпись |
| время
|отбора проб| компоненты |концентра- | анализа |
лица,
|
| отбора |
|
|
ция
|
|проводивше-|
|
проб
|
|
|
|
| го анализ |
|——————————|———————————|————————————|———————————|———————————|———————————|
|
|
|
|
|
|
|
|——————————|———————————|————————————|———————————|———————————|———————————|
|
|
|
|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
13. Мероприятия по подготовке
согласно наряду-допуску выполнены
к
безопасному
проведению
работ
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
| Ответственный за подготовительные |
Ответственный за проведение
|
| работы (фамилия, подпись, дата, |
газоопасных работ (фамилия,
|
|
время)
|
подпись, дата, время)
|
|———————————————————————————————————|———————————————————————————————————|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
13.1. Возможность производства работ подтверждаю: __________________
_________________________________________________________________________
(подпись представителя службы техники безопасности, время, дата)
13.2. К производству работ допускаю:
Старший мастер АГЗС ________________________________________________
(подпись, время, дата)
14. Срок действия наряда-допуска продлен
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
| Дата и |
Результат
| Возможность производства работ подтверждаю |
| время |
анализа
|——————————————————————————————————————————————|
|проведе-|воздушной среды|ответствен- | сменный |представитель| старший |
| ния
|(лабораторного |
ный за
| мастер |
службы
| мастер |
| работ |
или
| проведение |
|
техники
|
|
|
|автоматического|
работ
|
|безопасности |
|
|
|
)
|
|
|
|
|
|————————|———————————————|————————————|—————————|—————————————|—————————|
|
|
|
|
|
|
|
|————————|———————————————|————————————|—————————|—————————————|—————————|
|
|
|
|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
15. Работа выполнена в полном объеме, наряд-допуск закрыт __________
_________________________________________________________________________
(подпись лица, ответственного за проведение работ, старшего мастера,
время, дата)
Приложение 20
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Журнал
регистрации нарядов-допусков на производство газоопасных работ
Начат "__" ____________ 2003 г.
Окончен "_" __________ 2003 г.
Срок хранения 5 лет
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
| N |
Дата
|
Наряд
| Руководитель (исполнитель) |
|п/п|регистрации |
|
работ
|
|
|
наряда
|
|
|
|
|
|————————————————————————|—————————————————————————————|
172
|
|
|номер | дата | срок
| фамилия, имя, |занимаемая |
|
|
|
|выдачи |действия |отчество (на чье | должность |
|
|
|
|
|
|имя выдан наряд) |
|
|———|————————————|——————|———————|—————————|—————————————————|———————————|
| 1 |
2
| 3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
|———|————————————|——————|———————|—————————|—————————————————|———————————|
|
|
|
|
|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
|Место производства| Расписка в получении |
Отметка о получении
|
| работ согласно |
наряда
| возвращенного наряда (до |
|
нарядам
|
| истечения срока действия) |
|
|————————————————————————|
|
|
|
дата
| подпись
|
|
|——————————————————|———————————|————————————|———————————————————————————|
|
8
|
9
|
10
|
11
|
|——————————————————|———————————|————————————|———————————————————————————|
|
|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
Приложение 21
(Образец)
Организация _________________________________________
АГЗС N ______________________________________________
Адрес, телефон ______________________________________
Акт
гидравлического испытания резинотканевых рукавов
_____________________________
(число, месяц, год)
Мы, нижеподписавшиеся ______________________________________________
_________________________________________________________________________
(должность, фамилия, имя, отчество)
составили настоящий акт в том, что произведено гидравлическое испытание
резинотканевых рукавов.
Результаты испытаний
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
|Диаметр | ГОСТ
| Давление | Обнаруженные | Отметка о | Примечание |
|
|
|
при
|
дефекты
|пригодности|
|
|
|
| испытании |
|
|
|
|————————|—————————|———————————|——————————————|———————————|—————————————|
|
|
|
|
|
|
|
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
Формы отчетности по экологической деятельности АЗС
2-тп /воздух/ "Отчет об охране атмосферного воздуха";
2-тп /водхоз/ "Отчет об использовании воды";
2-тп /рекультивация (ландшафта)/;
3-ос "Отчет о ходе строительства водоохранных объектов и прекращении сброса неочищенных сточных вод",
предоставляемый АЗС, имеющими задания по прекращению
сброса загрязненных вод и строительству водоохранных
сооружений;
4-ос "Отчет о текущих затратах на охрану природы;
6-ос "Отчет о выполнении водоохранных работ на малых реках", представляемый АЗС, осуществляющими деятельность вблизи малых рек;
173
П 2 /токсичные отходы/ "Отчет об образовании, использовании, обезвреживании токсичных отходов".
Правила сдачи нефтепродуктов на нефтебазы, АЗС и
склады ГСМ по отводам магистральных нефтепродуктопроводов. Руководящий документ (утв. Минтопэнерго РФ 17
августа 1995 г.)
Дополнение к руководящему документу "Инструкция по учету
нефтепродуктов на магистральных нефтепродуктопроводах"
(Взамен "Типовой инструкции о порядке сдачи нефтепродуктов
на нефтебазы, АЗС и склады ГСМ с магистральных нефтепродуктопроводов
или их отводов", утв. ГКНП СССР 2 августа 1985 г.)
1. Общие положения
2. Основные задачи работников службы сдачи и
приема нефтепродуктов
3. Техническая подготовка персонала службы
сдачи
и
приема
нефтепродуктов
4. Основные требования по обустройству отводов
5. Организация сдачи нефтепродуктов по отводам,
обеспечение
сохранности
6. Инвентаризация
и
проверка состояния
учета нефтепродуктов,
сдаваемых по отводам
1. Общие положения
1.1. Правила устанавливают требования к организации
и порядку приемо-сдачи нефтепродуктов на нефтебазы,
АЗС и склады ГСМ (именуемые в дальнейшем "потребители") по отводам магистральных нефтепродуктопроводов и
являются обязательными для всех организаций магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП), а также потребителей и владельцев нефтепродуктов, пользующихся услугами трубопроводного транспорта, независимо от их организационно-правовой формы и ведомственной подчиненности.
1.2. Сдача нефтепродуктов потребителям по отводам
магистральных
нефтепродуктопроводов
предусматривает
организацию и порядок проведения операций по вводу и
выводу отводов из работы; учет количества и контроль
качества сдаваемых нефтепродуктов; оформление документации; инвентаризацию, проверку состояния учета и
174
обеспечение сохранности сдаваемых по отводам нефтепродуктов.
1.3. На основе настоящих Правил и договоров с учетом
проектных
решений,
инструкций
заводовизготовителей, действующих отраслевых и межотраслевых
нормативно-технических и руководящих документов предприятиями и организациями магистральных нефтепродуктопроводов, а также потребителями и поставщиками, пользующимися услугами объединений и предприятий магистральных нефтепродуктопроводов, должны быть составлены
производственные инструкции (инструкции взаимоотношений) и технологические регламенты (карты технологических режимов) работы отводов.
Перечень необходимой документации определяют организации магистральных нефтепродуктопроводов, в состав
которых входят отводы, и утверждают главные инженеры
соответствующих предприятий. Переутверждение перечня
необходимой документации проводится не реже одного
раза в три года.
В перечнях указывается: кем разрабатываются и утверждаются документы, определяется срок их действия.
Потребители и поставщики согласно перечню представляют
предприятиям МНПП всю оперативно-техническую документацию по отводам, принадлежащим предприятиям потребления.
1.4. Ответственность за организацию сдачи нефтепродуктов по отводам потребителям возлагается на руководителей линейно-производственной диспетчерской станции
(ЛПДС), а также руководителей предприятий потребления.
1.5. Ответственность за обеспечение надлежащего
учета и сохранности нефтепродуктов при сдаче их по отводам потребителям возлагается на руководителей ЛПДС
приказом по организации МНПП.
1.6. Ответственность за соблюдение оптимальных технологических режимов перекачки и сдачу нефтепродуктов
в соответствии с заданиями возлагается на диспетчерские службы организаций МНПП или их структурных подразделений по месту сдачи.
1.7. Систематический контроль за состоянием учета
принимаемых и сдаваемых нефтепродуктов по отводам МНПП
потребителям возлагается на товаро-транспортные отделы
(ТТО) организаций МНПП.
1.8. На каждый отвод и пункты сдачи (нефтебазы, АЗС
и склады ГСМ), подключенные к отводам, составляется
паспорт.
Экземпляры паспорта находятся в диспетчерских организаций МНПП для оперативной работы.
175
В паспорте на отводы должны быть: количество ниток
отвода; диаметр и толщина стенок отвода; марка стали;
дата ввода в эксплуатацию; наименование области, территории, по которой проходит отвод, профиль и план
трассы отвода; технологические схемы отвода потребителей с распределением резервуаров по нефтепродуктам со
спецификацией запорной арматуры и отметками высот резервуаров; спецификация запорной арматуры отвода; технологическая карта эксплуатации резервуаров потребителя; карта технологических режимов работы отводов с
учетом пропускной способности резервуаров потребителей, согласованная с их руководством; градуировочные
таблицы отвода и резервуаров, градуировочные таблицы
технологических трубопроводов потребителей; акт разграничения зон обслуживания; схемы подключения потребителей к конечной задвижке отвода, утвержденные руководством организаций МНПП; инструкции по техническому
обслуживанию и отпуску нефтепродуктов потребителям по
отводу; инструкции взаимоотношений между организациями
МНПП и потребителями; аварийные инструкции; инструкции
по устройству обходных связей, способов вызова операторов по сдаче и обходчиков отводов при возникновении
нештатных ситуаций, а также НТД по узлу учета и средствам измерения.
1.9. Потребитель обеспечивает оператора по сдаче
нефтепродуктов рабочим местом (отдельным помещением
или комнатой), устойчивыми средствами связи с ЛПДС,
диспетчером, с камерой отбора проб; охрану узла концевых задвижек отвода, а также транспортом для доставки
(в случае необходимости) оператора по сдаче к задвижкам на нулевом километре отвода.
2. Основные задачи работников
службы сдачи и приема нефтепродуктов
2.1. Отводы МНПП предназначены для поставки нефтепродуктов потребителям.
2.2. Задачи диспетчеров организаций МНПП определяются должностными инструкциями.
2.3. Диспетчер организации МНПП определяет способы
и время включения отводов в работу по сдаче в целом по
объединению, диспетчер РУМНПП - в пределах РУМНПП, исходя из условий выполнения утвержденных плановых заданий поставки нефтепродуктов потребителям и оптимизации
режимов перекачки при сдаче нефтепродуктов по отводам
с учетом применения средств компьютеризации, справочников оптимальных режимов, применением систем автома176
тического регулирования давлений, а также дистанционного управления электроприводов задвижек. Включение
отводов в работу для сдачи нефтепродуктов потребителю
производится только при наличии документа (телефонограммы) о проверке целостности отвода (обход, объезд
трассы).
2.4. Диспетчер РУМНПП согласует работу отводов с
работой всей системы МНПП в соответствии с указаниями
диспетчера вышестоящей организации, руководит и координирует действия операторов ЛПДС в пределах РУМНПП.
2.5. Оператор ЛПДС руководит работой операторов по
сдаче и обходчиков по отводам.
2.6. Оператор по сдаче работает совместно с оператором потребителя и при выполнении оперативных переключений по подготовке технологической схемы приема у
резервуаров потребителя, приеме и раскладке смеси по
резервуарам при последовательной перекачке, измерении
высоты уровней нефтепродуктов в резервуарах с целью
соблюдения технологической карты эксплуатации резервуаров и недопущения переливов. При выполнении этих
операций старшим является оператор потребителя.
2.7. Лаборатория потребителя совместно с оператором
потребителя и оператором по сдаче производит прием и
раскладку смеси по резервуарам, отбор проб из резервуаров и трубопроводов, составление средних проб для
проведения анализов. Лаборатория потребителя является
ответственной за контроль изменения концентрации нефтепродуктов в смеси при последовательной перекачке,
прием и раскладку смеси по резервуарам, а также за качественное проведение анализов отобранных проб.
Контроль за проведением вышеуказанных операций осуществляет оператор по сдаче.
Предприятия
магистральных
нефтепродуктопроводов
обеспечивают
передачу
телефонограммой
потребителям
данных контактирующих пар нефтепродуктов при последовательной перекачке по отводам.
2.8. При отсутствии лаборатории у потребителя, указанные выше операции производит совместно оператор потребителя и оператор по сдаче. Старшим при этом является оператор потребителя.
2.9. Одним из основных условий успешного управления
приемо-сдаточными операциями по отводам и выполнения
указанных выше задач работниками службы сдачи является
надежная связь между диспетчерами организаций МНПП,
операторами ЛПДС и ПС, операторами по сдаче, операторами потребителя и обходчиками по отводу.
177
Диспетчерская связь должна действовать круглосуточно и находиться в распоряжении диспетчерской службы.
Линейно-путевая телефонная связь обходчиков по отводу с избирательным вызовом должна обеспечивать возможность связаться с любого пункта трассы отвода с
оператором по сдаче, ЛПДС, ПС, диспетчером РУМНПП.
Диспетчер РУМНПП, операторы по сдаче, ЛПДС и ПС
должны иметь возможность выхода на междугородную телефонную оперативно-производственную систему связи и на
случай повреждения последней предусматривается резервирование средствами связи других ведомств по согласованию с последними, т.е. иметь обходные линии связи.
3. Техническая подготовка персонала
службы сдачи и приема нефтепродуктов
3.1. Независимо от квалификации, стажа работы по
приемо-сдаточным операциям на отводах МНПП рабочие и
ИТР до назначения на самостоятельную работу при переводе на другую работу, перерыве в работе свыше 6 мес.,
а также периодически в процессе работы обязаны проходить производственное обучение на рабочих местах безопасным приемам и методам работы.
3.2. Руководители РУМНПП, ЛПДС, потребители обязаны
обеспечить своевременное и качественное обучение всех
работников, участвующих в приемо-сдаточных операциях
нефтепродуктов по отводам, безопасным приемам и методам работы непосредственно на рабочих местах и на специальных курсах.
3.3. Обучение проводит опытный работник из числа
технического персонала РУМНПП, ЛПДС, предприятия потребителя, ответственных за приемо-сдаточные операции
нефтепродуктов по отводам. Прикрепление обучаемого к
обучающему его работнику должно быть оформлено приказом (распоряжением).
3.4. Во время производственного обучения обучающийся не имеет права самостоятельно выполнять оперативные
переключения, приемо-сдаточные операции и вести оперативные переговоры. Все виды работ обучающийся может
производить только под наблюдением ответственного за
обучение работника РУМНПП, ЛПДС, предприятия потребителя. Ответственность за правильность действий обучаемого, соблюдение им техники безопасности, пожарной
безопасности и настоящих Правил несут обучающий и сам
обучаемый.
3.5. По окончании производственного обучения в объеме утвержденной программы, перед допуском к самостоя178
тельной работе, знания вновь поступившего или переведенного работника должны быть проверены квалификационной комиссией, назначаемой приказом по РУМНПП, ЛПДС и
предприятия потребителя.
3.6. Подготовку и обучение операторов потребителя
по основным параметрам режимов перекачки по МНПП, последовательной перекачке нефтепродуктов, мероприятиям
по уменьшению смесеобразования при последовательной
перекачке, контролю и организации приема смеси, составлению карт смешений, методам раскладки смеси по
резервуарам, правилам технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов (обязательных для данной
специальности) проводят ответственные работники РУМНПП
и ЛПДС. Подготовка лаборантов производится на специальных курсах.
3.7. Подготовку и обучение операторов по сдаче по
основным технологическим операциям и режимам работы
предприятий потребления, путям и маршрутам движения
операторов по сдаче, методам и средствам замера уровня, отбора проб проводят ответственные работники потребителей.
3.8. Оператор по сдаче должен иметь разряд не ниже
4-го (поскольку, согласно ЕТКС N 36, 1986 г., он отвечает за обеспечение сохранности сдаваемых потребителю
нефтепродуктов, учет и оформление документации на все
приемо-сдаточные операции, участвует в приеме и раскладке смеси по резервуарам потребителя).
3.9. Особое внимание при подготовке и обучении,
приеме экзаменов у операторов по сдаче следует уделить
вопросам обеспечения сохранности количества и качества
при сдаче нефтепродуктов по отводам МНПП потребителям,
недопущения хищений и перетоков через запорные устройства (задвижки), знаниям нормативной НТД, правил пломбирования задвижек резервуаров и технологических трубопроводов потребителей.
3.10. При подготовке и обучении обходчиков следует
уделить внимание знаниям возможных, наиболее уязвимых
мест МНПП, где могут производить сверление, устройство
врезок, нарушения целостности трубопроводов и запорных
устройств с целью хищения нефтепродуктов.
3.11. Руководители организаций МНПП постоянно контролируют подбор материально-ответственных лиц, связанных со сдачей нефтепродуктов, не принимают на эту
работу лиц, лишенных права занимать такие должности в
установленном законом порядке.
4. Основные требования по обустройству отводов
179
4.1. Сооружения отводов должны соответствовать требованиям:
СНиП "Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования"; "Склады нефтепродуктов. Нормы проектирования";
СНиП по проектированию генеральных планов; СНиП по
проектированию сооружений промышленных предприятий;
нормам технологического проектирования и техникоэкономическим показателям магистральных нефтепродуктопроводов
(распределительных
нефтепродуктопроводов);
"СНиП 2.05.13-90. НПП, прокладываемые на территории
городов и других населенных пунктов".
Отводы МНПП, в основном, принадлежат предприятиям
нефтепродуктопроводов, но могут сооружаться и принадлежать предприятиям потребления. При этом предприятие
потребления несет ответственность за техническое состояние и надежность отвода, за обеспечение сохранности количества и качества нефтепродуктов в отводах.
В случае принадлежности отводов потребителям все
взаимоотношения решаются производственными инструкциями (инструкциями взаимоотношений), согласованными между организациями МНПП и потребителями.
4.2. Точка подключения отвода к МНПП с секущей задвижкой называется начальной или нулевым километром
отвода. Конечной точкой отвода является узел подключения концевых задвижек отвода (последняя задвижка высокой серии) к технологическим трубопроводам потребителя.
4.3. Отводы заканчиваются одним потребителем или на
одном отводе может быть подключено несколько потребителей (сложные отводы).
По сложным отводам ТТО (ТТС) организаций МНПП разрабатывают специальные инструкции с учетом протяженности, профиля трассы, обеспечения минимальных смешений
при последовательной перекачке нефтепродуктов, последовательности сдачи каждому потребителю, а также с
учетом возможности сдачи одновременно двум и более потребителям.
4.4. Начальная точка отвода (нулевой километр отвода) обустраивается колодцем с секущей задвижкой и на
поверхности земли в зоне ограждения монтируется рабочая задвижка. Рабочая задвижка (задвижка 0 км) закрывается на запор.
При многониточных отводах для сдачи различных нефтепродуктов устанавливаются дополнительные задвижки,
исключающие возможные пропуски и смешения нефтепродуктов.
180
После рабочей задвижки устанавливается манометр в
ковере, запирающемся на запор.
В зоне ограждения устанавливаются: телефонный аппарат, обеспечивающий связь нулевого километра отвода с
оператором ЛПДС и оператором потребителя; устройство
электроснабжения для питания электроприводов задвижек
и освещения.
Электрифицированные рабочие задвижки должны иметь
возможность дистанционного управления оператором ЛПДС
из операторной потребителя.
Обходчик отвода (оператор по сдаче), обслуживающий
задвижки нулевого километра отвода при сдаче нефтепродуктов потребителям, должен иметь надежную связь с
оператором ЛПДС.
Ограждение нулевого километра отвода выполняется из
металлической сетки, обрамленной уголками, с устройством калитки, запирающейся на замок. Ограждение должно
быть окрашено алюминиевой пудрой и оборудовано плакатами "Огнеопасно", "Не курить".
4.5. Узел подключения концевых задвижек отводов к
технологическим трубопроводам потребителя обустраивается: двумя стальными секущими задвижками на отводе,
равнопрочными МНПП; узлом учета; камерой отбора проб с
пробоотборником по ГОСТ 2517-85; системой канализации
с емкостью для слива отбираемых проб; манометром в ковере, запирающемся на запор и установленным перед секущей задвижкой; приборами контроля сортности нефтепродуктов с выносными датчиками; электроснабжением для
питания электроприводов задвижек и освещения; ограждением, оборудованным аналогично ограждению нулевого километра отвода.
Ограждение и концевые задвижки отвода закрываются
на запоры с установкой контрольных замков и передаются
оператором по сдаче охране предприятия потребления.
4.6. С учетом условий работы и протяженности отводов предусмотреть запуск и прием очистных устройств в
зависимости от результатов анализов проб, отобранных в
начале и конце отвода.
4.7. Учет нефтепродуктов при приемо-сдаче должен
осуществляться объемно-массовыми методами, обеспечивающими погрешность определения массы нефтепродуктов в
соответствии с ГОСТ 26976-86.
4.8. Основным методом измерений является объемномассовый динамический метод с применением коммерческих
узлов учета или расходомеров.
181
Приемо-сдача нефтепродуктов по коммерческим узлам
учета или расходомерам должна проводиться по взаимосогласованной инструкции.
Коммерческие узлы учета (или расходомеры) должны
быть аттестованы территориальным органом Госстандарта
РФ в установленном порядке.
Как правило, узлы учета или расходомеры монтируются
после концевых задвижек отводов на территории потребителя. Коммерческие узлы учета могут монтироваться, в
зависимости от принадлежности отводов, и по согласованию с потребителями и на 0 км отводов.
4.9. Отводы, не оборудованные узлами учета, должны
быть в плановом порядке оборудованы ими и удовлетворять нижеследующим требованиям.
Узлы учета должны обеспечивать погрешность измерения в соответствии с ГОСТ 26976-86.
Каждый из замеряемых параметров на щите в операторной потребителя контролируется и регистрируется вторичными приборами.
4.10. Контроль давления осуществляется приборами,
имеющими выходной стандартный электрический сигнал с
искробезопасными цепями, взрывозащищенного исполнения.
4.11. Температурный датчик для контроля температуры
сдаваемого нефтепродукта монтируется в непосредственной близости от датчика расхода. Вторичный показывающий и регистрирующий прибор замера температуры монтируется на щите в операторной потребителя.
4.12. Для контроля плотности сдаваемого нефтепродукта на узле учета монтируется поточный плотномер с
погрешностью измерения + 0,5 кг/м3, имеющий стандартный электрический выходной сигнал с возможностью передачи этого сигнала на расстояние не менее 1000 метров.
Вторичный прибор контроля плотности должен обеспечивать как мгновенное снятие значений плотности, так и
ее регистрацию.
4.13. Оснащенность КИП, средствами (приборами) учета, уровень автоматизации отводов определяется нормативными документами ВНТП-3-90 "Нормы технологического
проектирования разветвленных нефтепродуктопроводов" и
РДМ-0001-90 "Руководящий документ КИП, автоматизация и
телемеханизация разветвленных нефтепродуктопроводов".
4.14. Все приборы должны быть не ниже первого класса точности и иметь выход в систему телемеханики.
Все средства измерений, используемые при учете нефтепродуктов, должны быть допущены в обращение Госстандартом РФ и проверены в соответствии с требованиями ПР
50.2.006-94.
182
4.15. Камера отбора проб выполняется в виде здания
из кирпича или другого несгораемого материала и устанавливается после секущих концевых задвижек отвода перед приемными задвижками потребителя. Камера должна
иметь освещение во взрывобезопасном исполнении, в
осенне-зимний период - обогрев, должна быть обеспечена
телефонная связь с диспетчером ЛПДС или РУМНПП.
Место отбора проб нефтепродуктов оборудуется канализацией, приточно-вытяжной вентиляцией, столом для
определения плотности нефтепродуктов, пробоотборниками
по ГОСТ 2517-85.
Камера должна закрываться на запор и ключ храниться
в сейфе у оператора по сдаче.
Потребитель обязан обеспечить хранение контрольных
(арбитражных) проб нефтепродуктов в помещении согласно
ГОСТ 2517-85.
4.16. Технологические линии от концевых задвижек
отвода до приемных резервуаров потребителя должны быть
автономные (т.е. не должны иметь тупиковых ответвлений, лишних врезок, перемычек, проходить через узлы
задвижек на манифольдах, эстакадах, насосных).
Если указанные требования не выполняются, то такие
линии должны быть включены в планы реконструкции по
переводу их на автономные условия работы.
4.17. Главные требования к установке арматуры, устройств и приспособлений на отводах и технологических
линиях потребителя заключаются в простоте и возможности выполнения приемо-сдаточных операций, обеспечивающих сохранение количества и качества сдаваемого нефтепродукта.
При размещении запорной арматуры на отводе необходимо учитывать профиль трассы, чтобы свести до минимума потери нефтепродуктов при повреждениях и плановых
ремонтных работах.
Запорная арматура на отводе и предприятии потребления должна иметь серию не ниже предусмотренной проектом с предварительным проведением гидравлического испытания на прочность и герметичность в соответствии с
ГОСТ. Герметичность задвижек на 0 км отвода и концевых
задвижек отвода согласно ГОСТ 9544-75 должны соответствовать 1-му классу плотности. Герметичность задвижек
технологии и резервуаров потребителей должна быть не
ниже 2-го класса плотности.
4.18. Для обеспечения надежности и автоматизации
процесса при смене сортности нефтепродуктов в отводах
необходимо, чтобы выполнялись следующие требования:
- оперативное переключение запорной арматуры;
183
- полная герметизация трубы при закрытии задвижки;
- возможность проведения ремонта задвижки;
- точное определение момента открытия и закрытия
задвижки.
При последовательной перекачке разносортных нефтепродуктов, отвод оборудуется аппаратурой контроля типа
УКП и др.
4.19. Территория приемных резервуаров для приемосдаточных операций в ночное время должна иметь освещение, отвечающее нормам техники безопасности, пожарной
безопасности и требованиям главы СНиП "Искусственное
освещение. Нормы проектирования". Минимальная освещенность - не менее 5 лк, в местах измерений уровня и
управления задвижками - 10 лк, в местах установки КИП
необходимо комбинированное освещение (с переносными
светильниками) - 30 лк.
4.20. На каждый резервуар, используемый для приемосдаточных операций, должны быть составлены градуировочные таблицы в соответствии с нормативно-технической
документацией.
4.21. Каждый резервуар должен быть оснащен полным
комплектом оборудования (стационарные устройства по
отбору проб типа ПСР, дистанционные приборы замера
уровня и т.д.), предусмотренным проектом и обеспечивающим возможность осуществления приемо-сдаточных операций с нефтепродуктами согласно установленным требованиям.
В случае отсутствия стационарных устройств по отбору проб и дистанционных приборов замера уровня, предприятие потребителя устанавливает их в плановом порядке.
4.22. На каждый резервуар для приемо-сдаточных операций предприятие потребителя разрабатывает технологическую карту и согласовывает ее с организациями МНПП.
4.23. Максимальная производительность заполнения
резервуара назначается в соответствии с возможностями
дыхательной арматуры. В случае, если по дыхательной
арматуре имеется запас производительности, то максимум
определяется производительностью отвода.
4.24. На маршрутах движения операторов по сдаче и
операторов потребителя нефтепродуктов через обвалования резервуаров, коллекторы наружных трубопроводов и
прочие препятствия должны быть оборудованы лестничные
переходы с перилами, а также площадки обслуживания задвижек. Маршруты движения должны быть оборудованы освещением согласно установленным нормам.
184
4.25. Предприятия потребителя оборудуются современными средствами связи: факсами, электронной почтой,
телетайпами для оперативной передачи данных (актов по
форме 14 НП, паспортов качества и т.д.).
4.26. Предприятия потребления обязаны сообщать
предприятиям МНПП о любых изменениях в технологической
схеме, связанных с приемом нефтепродуктов по отводу.
5. Организация сдачи
нефтепродуктов по отводам, обеспечение сохранности
5.1. Задание поставки (сдачи) нефтепродуктов потребителям по отводам составляет головная организация магистральных НПП.
5.2. Организация МНПП с учетом оптимальной загрузки
нефтепродуктопроводов и на основании договоров, заключенных с фирмами-поставщиками и потребителями, составляет и утверждает графики сдачи нефтепродуктов по отводам.
5.3. В графиках должны предусматриваться по каждому
отводу очередность сдачи нефтепродуктов с МНПП, предлагаемые объемы сдачи и наименование сдаваемых нефтепродуктов.
5.4. Порядок взаимодействия потребителей с операторами ЛПДС определяют инструкции взаимоотношений между
потребителем и ЛПДС, составленные в соответствии договоров
вышестоящих
организаций
и
согласованные
с
РУМНПП.
5.5. В инструкции взаимоотношений должны быть включены вопросы:
- метод учета нефтепродуктов при приемо-сдаче - по
поточному коммерческому узлу учета или по резервуарам;
- обеспечение сохранности количества и качества
нефтепродуктов при сдаче;
- проведение совместных проверок приема и сдачи
нефтепродуктов;
- обустройство рабочего места оператора по сдаче;
- проверка герметичности запорной арматуры резервуаров, технологических трубопроводов, концевых задвижек отводов;
- состояние периметрового ограждения;
- состояние ограждения концевых задвижек отводов;
- сдача опломбированных задвижек под охрану потребителей;
- порядок ликвидации повреждений, определение потерь при принадлежности отводов потребителям;
185
- освещение резервуарных парков, камер переключений
и отбора проб;
- закрытие на запор ПСР, сифонных кранов резервуаров;
- установка защитных кожухов (коверов) на пробоотборники, манометры;
- доставка операторов на нефтебазу и для открывания
задвижек на нулевых километрах отводов;
- снабжение спецодеждой;
- техника безопасности;
- социальная защищенность операторов по сдаче.
5.6. На рабочем месте оператора по сдаче нефтепродуктов должны быть:
- стол;
- два телефона: один диспетчерский, второй междугородный;
- сейф для хранения ключей, пломбиров, штампов, печатей и другого инвентаря;
- перечень необходимой оперативно-технической документации, утвержденной руководством РУМНПП;
- технологическая схема предприятия потребителя.
Схема должна содержать: наличие концевых задвижек отвода и их нумерацию; спецификацию запорной арматуры;
нумерацию технологических колодцев; высотные отметки
резервуаров; места и схему установки заглушек. Схема
должна согласовываться с руководством ЛПДС и утверждаться главным инженером (директором) предприятия потребителя;
- профиль отвода со схемой установки запорной арматуры;
- технологическая карта эксплуатации резервуаров
потребителя с указанием базовой высоты (высотными трафаретами), утвержденная главным инженером (директором)
предприятия потребителя;
- графики и акты комиссионных проверок герметичности запорной арматуры резервуаров, технологических
трубопроводов и концевых задвижек отводов;
- градуировочные таблицы на резервуары и трубопроводы;
- должностные инструкции операторов, обходчиков, а
также аварийные, по технике безопасности и противопожарной безопасности;
- копии инструкции взаимоотношений между ЛПДС и потребителями;
- инструкция по количественному учету на МНПП;
- договор о полной материальной ответственности
операторов по сдаче;
186
- инструкции по технологии последовательной перекачки по отводу;
- инструкция по вводу и выводу отводов из работы;
- инструкции по учету нефтепродуктов;
- карта технологических режимов работы отвода;
- журналы оперативных телефонограмм; журналы регистрации приемо-сдаточных актов, подписанных оператором
по сдаче и оператором потребителя; журнал контроля
подтоварной воды в резервуарах; журнал регистрации установки пломб; журнал сдачи опломбированных задвижек
под охрану потребителя;
- правила пломбирования задвижек, кранов, маномеров, вантузов;
- средства измерений, отбора проб: замерные рулетки
типа РЛ-20 с лотом;
- термометры ТЛ-4, водочувствительная паста, пробоотборники, ведерки;
- пломбиры с необходимым запасом пломб и сменных
оттисков;
- ГОСТ или ТУ на нефтепродукты: 305, 2084, 10227,
26976 и др., 1510, 2517 и др.;
- аккумуляторные, взрывозащитные фонари;
- противогазы;
- шкаф для спецодежды.
5.7. При отсутствии на отводе поточных коммерческих
узлов учета или расходомеров сдача нефтепродуктов, поступивших потребителям по отводу МНПП, производится по
резервуарам потребителя. На все резервуары, участвующие в приеме нефтепродуктов, должны быть градуировочные таблицы, составленные с участием в измерениях
представителей МНПП и утвержденные региональными центрами стандартизации и метрологии. Срок переградуировки резервуаров в соответствии с НТД. В случае изменения технологической схемы потребителя необходимо иметь
от руководителей предприятия-потребителя акты на заполнение смонтированных трубопроводов, составленные
совместно с представителями предприятия МНПП.
5.8. Перед сдачей нефтепродуктов резервуары, в которые осуществляется сдача, должны быть герметично
изолированы от других резервуаров, не участвующих в
приеме нефтепродуктов по отводу. Приемные технологические трубопроводы должны быть заполнены нефтепродуктом. Для этого перед сдачей нефтепродуктов потребителю, необходимо открыть приемную задвижку на резервуаре
(технологически связанному с подключаемым резервуаром), по высотным отметкам, находящемуся выше технологических трубопроводов и остальных резервуаров. В слу187
чае приема нефтепродукта в резервуар, находящийся по
высотным отметкам выше других резервуаров, необходимо
открыть приемную задвижку на данном резервуаре, заполнить технологические трубопроводы, убедиться, что уровень нефтепродукта в резервуаре не изменяется. После
чего закрыть приемную задвижку.
5.9. Сдача нефтепродуктов по отводу производится
только при условии работы МНПП в рабочем режиме. В целях недопущения распрессовки, при остановленной перекачке в МНПП производить сдачу нефтепродуктов запрещается.
5.10. Потребитель и работники ЛПДС ведут ежедневный
учет наличия и движения нефтепродуктов по резервуарам
с отражением замеров по каждому резервуару в специальном журнале (суточном листе). Перед организацией сдачи
нефтепродуктов потребителю, книжные остатки нефтепродуктов и замеры по резервуарам, подписанные старшим
оператором потребителя, должны быть у оператора поставщика.
5.11. Для организации оперативной проверки и инвентаризации нефтепродуктов потребитель в любое время суток выдает суточную ведомость налива (расхода) нефтепродуктов после выдачи последнего книжного остатка.
5.12. В намеченный день сдачи нефтепродуктов, после
устной договоренности с диспетчером РУМНПП, оператор
ЛПДС дает команду оператору по сдаче на подготовку к
сдаче нефтепродуктов, с указанием наименования и количества нефтепродуктов, намеченных к сдаче.
5.13. Оператор по сдаче совместно с оператором потребителя производит измерение уровня, температуры и
плотности нефтепродукта, уровня подтоварной воды в резервуаре, подключаемом для приема, а также во всех остальных резервуарах, технологически связанных с ним.
При этом расходная и приемная задвижки должны быть закрыты и опломбированы. Определяют количество нефтепродукта в этом резервуаре, делают записи в приемосдаточном акте (форма 14 НП) и соответствующих журналах.
Затем оператор по сдаче получает от оператора потребителя паспорт качества на остаток в резервуаре,
подтверждающий его соответствие ГОСТ на нефтепродукт,
подлежащий приему в этот резервуар из отвода. Оператор
по сдаче сообщает оператору потребителя перед началом
закачки нефтепродукта данные паспорта качества, полученные по телефону от оператора ЛПДС, дальнейшим подтверждением по факсу, телетайпу, почте.
188
5.14. Оператор по сдаче совместно с оператором потребителя готовят технологическую схему для приема
нефтепродукта в резервуар. О готовности к приему нефтепродукта оператор по сдаче дает телефонограмму оператору ЛПДС, где указывается сорт нефтепродукта, номер
резервуара, замеры в резервуарах (в резервуаре, куда
будет осуществляться прием, а также во всех остальных,
технологически связанных с ним), плотность и температуру нефтепродукта, номера открытых и закрытых задвижек. В телефонограмме указываются номера задвижек, на
которых установлены пломбы, фамилии оператора по сдаче
и оператора потребителя. При этом концевые задвижки
отвода и задвижки на 0 км отвода остаются закрытыми и
опломбированными.
5.15. Оператор ЛПДС за подписью руководства ЛПДС и
предприятия потребителя дает телефонограмму диспетчеру
РУМНПП, где указывается сорт нефтепродукта, количество
свободной емкости и т.д. в соответствии с п.5.12.
5.16. После проверки правильности подготовки технологических линий для приема нефтепродуктов по технологической схеме предприятия потребителя и анализа данных телефонограммы, диспетчер РУМНПП дает на имя руководства станции и предприятия потребителя телефонограмму на отпуск нефтепродукта, где указывается количество, сорт отпускаемого нефтепродукта, производительность отпуска, номера концевых задвижек и задвижек
на 0 км отвода, которые необходимо открыть.
5.17. После получения разрешения от диспетчера
РУМНПП оператор ЛПДС дает телефонограмму оператору по
сдаче на открытие концевых задвижек и задвижек на 0 км
отвода. Перед открытием концевой задвижки на территории предприятия потребителя оператор по сдаче фиксирует давление в отводе по манометру около концевых задвижек, а обходчик на 0 км отвода. При отсутствии или
падении статического давления в отводе концевую задвижку не открывать до выяснения причины падения давления.
Во избежание аварийных ситуаций (гидроударов) задвижки на отводе необходимо открывать в следующей последовательности: сначала открываются концевые задвижки отвода, после получения информации об открытии концевых задвижек, открываются задвижки на 0 км отвода.
5.18. После открытия задвижки на 0 км отвода оператор по сдаче совместно с оператором потребителя проверяет поступление нефтепродукта из отвода в резервуар
потребителя.
189
Контроль за наполнением подключенного резервуара и
измерение уровня нефтепродукта в нем не реже чем через
каждые два часа (четные) осуществляет оператор потребителя совместно с оператором по сдаче.
Данные о поступлении нефтепродукта потребителю за
каждые 2 часа оператор по сдаче сообщает оператору
ЛПДС, оператор ЛПДС - диспетчеру РУМНПП, а последний
диспетчеру вышестоящей организации.
5.19. При переключениях с наполняемого резервуара в
следующий (подготовленный и принятый оператором по
сдаче) резервуар, оператор по сдаче заранее уведомляет
оператора ЛПДС, который сообщает диспетчеру РУМНПП.
Сначала открывается приемная задвижка подготовленного
к приему резервуара, затем, убедившись в поступлении
нефтепродукта, закрывается приемная задвижка из отключаемого резервуара.
5.20. При появлении дебалансов при перекачке нефтепродуктов по МНПП, закачке нефтепродуктов в резервуары
потребителя, работники ЛПДС и предприятия потребителя
проводят проверку и инвентаризацию нефтепродуктов в
резервуарах потребителя.
В случае обнаружения, что дебаланс произошел по вине потребителя, последний возмещает потерянное количество нефтепродуктов поставщику.
5.21. Во время закачки каждого резервуара оператор
по сдаче и представитель потребителя должны совместно
отбирать контрольные пробы с конца отвода на приеме
потребителя в соответствии с требованиями ГОСТ 251785. Из отобранных проб составляется объединенная
(средняя) проба за период заполнения каждого резервуара. Одна проба сдается потребителю на анализ, другая
(арбитражная) опечатывается печатью ЛПДС и передается
на хранение потребителю, о чем производится запись в
соответствующих журналах. Допускается производить отбор контрольной (арбитражной) пробы из резервуара с
оформлением акта на отбор проб в соответствии с ГОСТ
2517-85. При этом перед закачкой нефтепродукта должна
совместно отбираться контрольная проба остатка нефтепродукта в резервуаре.
5.22. Оператор по сдаче не позднее чем за 2 часа до
заполнения последнего резервуара сообщает оператору
ЛПДС, последний - диспетчеру РУМНПП о времени закрытия
задвижки на нулевом километре отвода. После получения
команды от диспетчера РУМНПП оператор ЛПДС дает телефонограммой команду обходчику отвода на закрытие задвижки в случае ее наземной установки, при установке
задвижки в колодце закрытие ее производится оператором
190
по сдаче и обходчиком отвода или представителем потребителя.
5.23. После закрытия задвижки на нулевом километре
отвода оператор по сдаче совместно с оператором потребителя закрывает концевые задвижки отвода, проверяет
давление по манометру, пломбирует их, сдает конечный
узел задвижек под охрану потребителя и делает записи в
соответствующих журналах.
5.24. После заполнения резервуара, отстаивания нефтепродукта в резервуаре в течение не менее 2-х часов
оператор по сдаче совместно с оператором потребителя
производит измерение уровня, температуры и плотности
нефтепродукта, уровня подтоварной воды в отключенном
резервуаре, а также во всех остальных, технологически
связанных с ним. Определяет количество нефтепродукта в
них, результаты измерений заносит в соответствующие
журналы и составляет акты по форме 14 НП. При поступлении нефтепродукта в резервуары, технологически связанные с приемным, нефтепродукт оприходуется актом по
форме 14 НП и выясняются причины поступления нефтепродукта в данные резервуары.
5.25. На поступившее по отводу в резервуар потребителя количество нефтепродукта оформляются акты приемасдачи в четырех экземплярах, что подтверждается подписями обоих операторов и печатями МНПП и потребителя. К
акту прилагается паспорт качества на принятый нефтепродукт, который оформляется по данным, полученным по
телефону от оператора ЛПДС. Одновременно ЛПДС должна
дослать потребителю по почте или факсу паспорт качества на закачанный нефтепродукт в резервуары потребителя.
По результатам анализа нефтепродукта по контрольным
показателям, определяемым в лаборатории потребителя,
допускается внесение в паспорт качества фактических
значений этих показателей, предварительно согласовав
этот вопрос с ответственным по РУМНПП за контроль качества нефтепродукта.
Один экземпляр документов остается у оператора по
сдаче, один передается потребителю. Два экземпляра поступают в бухгалтерию РУМНПП для производства денежных
расчетов. Один из них остается в бухгалтерии РУМНПП,
второй служит основанием для производства расчетов с
потребителем в соответствии с договорными отношениями.
Расчеты за сданные по отводу нефтепродукты производятся РУМНПП и потребителем в порядке, установленном
договорными отношениями между ними и соответствующими
нормативными документами, регламентирующими порядок
191
приемо-сдачи нефтепродуктов и порядок определения количества принятого и сданного нефтепродукта.
Лица, ответственные за приемо-сдачу нефтепродуктов,
порядок составления и написания актов приема-сдачи,
назначаются приказом по ЛПДС и предприятия потребителя.
Акты приема-сдачи нефтепродуктов должны быть проверены руководством предприятия потребителя и ЛПДС.
Выполнение проверки должно быть засвидетельствовано
печатями потребителя и ЛПДС. Только после этого акты
высылаются в ТТО РУМНПП. Сотрудники ТТО РУМНПП проверяют приемо-сдаточные акты и передают в бухгалтерию
для взаиморасчетов.
5.26. Между руководством ЛПДС и оператором по сдаче
составляется договор о материальной ответственности за
сохранность нефтепродуктов при сдаче потребителю и за
правильное оформление актов приема-сдачи.
5.27. После каждой закачки нефтепродукта потребителю обходчик отвода производит обход трассы и сообщает
оператору ЛПДС о его состоянии.
5.28. При последовательной перекачке нефтепродуктов
по отводу особое внимание уделяется приему и раскладке
нефтепродуктов и смеси по резервуарам потребителя,
контролю качества.
Указанные операции производит лаборант и оператор
потребителя совместно с оператором по сдаче в соответствии с инструкцией по технологии последовательной перекачки нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам, утвержденной РУМНПП и согласованной с руководством предприятия потребителя.
В инструкции конкретизируются действия работников
РУМНПП, операторов по сдаче, лаборантов и операторов
потребителя с указанием характера операций, способов
их выполнения.
В инструкции указываются:
- основные параметры последовательной перекачки;
последовательность подачи различных нефтепродуктов в
отвод; способ контактирования, величина партий нефтепродуктов в отводе, режим работы МНПП и отвода, остановка отводов;
- организация контроля и ответственность служб на
всех этапах проведения последовательной перекачки по
отводу; контроль за прохождением смеси в отводе, контроль качества нефтепродуктов, места установки контрольных пунктов на отводе и у потребителя, способы и
периодичность контроля;
192
- способы реализации смеси, раскладка нефтепродуктов и смеси по резервуарам.
5.29. Одним из основных условий успешного проведения последовательной перекачки по отводам является
точный и своевременный контроль за продвижением по отводу нефтепродукта каждого сорта.
Контроль границ смеси означает контроль за концентрацией одного нефтепродукта в другом в зоне смесеобразования. Система контроля качества последовательно
перекачиваемых нефтепродуктов должна обеспечить четкое
определение границ раздела чистых нефтепродуктов и
смеси, количества образовавшейся смеси, способа размещения нефтепродуктов и смеси в соответствующих резервуарах потребителя.
На основании данных уровней залива принимаемых нефтепродуктов по градуировочным таблицам резервуара и
отвода, а также по контрольным замерам периодически
уточняют положение нефтепродуктов в отводе. Для удобства контроля и наглядности продвижение нефтепродуктов
в отводе оформляется в виде цветных графиков.
Все данные о времени подхода, плотности, концентрации, длине зоны смеси и ее объеме заносятся в специальный журнал.
5.30. Резервуары потребителя переключают на основании данных о времени прибытия смеси и допустимой концентрации одного нефтепродукта в другом.
Для правильного переключения необходимо знать также
объем резервуара, в который принимается нефтепродукт
из отвода и его количество в резервуаре.
Технологические смеси нефтепродуктов (тяжелая и
легкая) принимаются в отдельные резервуары или в резервуары с товарными нефтепродуктами с последующим их
исправлением.
При этом технологические смеси в резервуары потребителя из отвода принимают в следующем порядке: легкую
смесь (тяжелый автобензин) как автобензин, тяжелую
смесь (легкое дизтопливо) как дизтопливо.
5.31. Последовательная перекачка нефтепродуктов по
отводам осуществляется по циклам в зависимости от объема перекачиваемых партий нефтепродуктов по МНПП. При
последовательной перекачке автобензина и дизельного
топлива по МНПП открытие задвижки на нулевом километре
отвода производится только после прохождения зоны смеси. На период прохождения зоны смеси по МНПП задвижка
на нулевом километре отвода должна быть закрыта.
5.32. Оператор по сдаче, оператор ЛПДС дважды в сутки передают диспетчеру РУМНПП статистическое давление
193
в отводе по манометру, установленному после рабочей
задвижки на 0 км отвода и по манометру, установленному
перед концевыми задвижками отвода.
В случае падения давления организуется контрольный
объезд трассы, проверка герметичности запорной арматуры. При необходимости совместно с работниками предприятия потребителя производится инвентаризация нефтепродуктов на предприятии потребителя.
По результатам проверок выясняются причины падения
давления на отводе и принимаются соответствующие меры.
5.33. При наличии коммерческих узлов учета ежедневно проверяются показания счетчиков и сверяются с записями в журнале регистрации показаний счетчика узла
учета. При отклонении показаний совместно проводится
анализ и принимаются меры.
5.34. При невыполнении пунктов: 1.9; 4.16; 5.4;
5.11; 5.20; 6.8 настоящих Правил сдача нефтепродуктов
по отводам не осуществляется.
6. Инвентаризация и проверка
состояния учета нефтепродуктов, сдаваемых по отводам
6.1. Проверка состояния учета нефтепродуктов, сдаваемых потребителю, организуется работниками ЛПДС,
диспетчерскими и товарно-транспортными службами организаций МНПП.
6.2. Проверка включает:
- ежедневный контроль правильности оформления приемо-сдаточного акта (определение объемов по градуировочным таблицам резервуаров потребителя, определение
плотности и температуры нефтепродуктов, сверка плотности сданного потребителю нефтепродукта с плотностью
партии нефтепродукта, закачанного в МНПП, определение
массы нефтепродуктов);
- организация комиссионных проверок не реже одного
раза в квартал;
- организация внезапных проверок в зависимости от
состояния дел по учету и сохранности нефтепродуктов
при сдаче их потребителю.
6.3. Проверку состояния учета нефтепродуктов, сдаваемых потребителю, работники ЛПДС проводят совместно
с работниками потребителя. Комиссию от ЛПДС возглавляет один из руководителей.
От потребителя в комиссию входят: руководитель (директор), бухгалтер и старший оператор.
194
6.4. По прибытии на место проверки комиссия по согласованию с руководством потребителя временно прекращает отпуск нефтепродуктов. Закрываются расходные задвижки резервуаров. Бухгалтерия потребителя выдает заверенную печатью справку о книжных остатках нефтепродуктов на день проверки. После этого совместно с работниками потребителя производится инвентаризация со
снятием натуральных остатков по резервуарам и технологическим трубопроводам потребителя.
При инвентаризации проверяются фактические высотные
трафареты и наличие подтоварной воды и льда. По результатам замеров составляется акт снятия натуральных
остатков (инвентаризационная опись) нефтепродуктов в
резервуарах и технологических трубопроводах потребителя.
6.5. После определения фактических остатков (по резервуарам и технологическим трубопроводам) составляется товарный баланс по нефтепродуктам потребителя со
дня последней инвентаризации на 1-е число (или на конец предыдущего месяца), для чего комиссия знакомится
с актом инвентаризации.
В оформлении актов инвентаризации обязан принять
участие оператор по сдаче.
6.6. Выявленные в результате инвентаризации и
составления товарного
баланса
излишки
свыше
погрешности
измерения,
отнесенной
к
инвентаризуемому
количеству
нефтепродуктов,
оприходуются
на баланс
ЛПДС.
Выписывается
приемо-сдаточный
акт
с
указанием
нефтепродукта
с записью
"Излишки, выявленные
при
комиссионной
проверке от __________ числа _________ месяца 199_
года.
Приемо-сдаточный акт регистрируется в журнале регистрации с присвоением очередного номера и высылается в
РУМНПП для взаиморасчетов в установленном порядке.
В случае недостачи - учесть погрешность измерения,
отнесенную к инвентаризуемому количеству нефтепродуктов и потери от естественной убыли.
6.7. Комиссия по проверке состояния учета нефтепродуктов обязана проверить и, в конечном итоге, обеспечить правильность учета и сохранность нефтепродуктов,
сдаваемых потребителю, рассмотреть вопросы недопущения
хищения, пересортицы и других нарушений учета количества и качества.
195
6.8. Комиссия должна проверить:
- состояние рабочего места оператора по сдаче нефтепродуктов, наличие необходимых документов, материалов и т.д. согласно п.5.6 настоящих Правил;
- практическим путем навыки операторов по замеру
уровня в резервуарах, по отбору проб, навешиванию
пломб, устройству запоров;
- техническое состояние и работоспособность резервуаров потребителя, измерительных и контрольных приборов типа УДУ, ПСР; герметичность сифонных кранов, наличие на них и ПСР устройств, обеспечивающих сохранность нефтепродуктов и исключающих хищение;
- герметичность запорной арматуры резервуаров, технологических трубопроводов и концевых задвижек отводов, наличия актов проверки герметичности запорной арматуры.
6.9. По результатам проверки состояния учета нефтепродуктов, сдаваемых потребителю, составляется акт.
Акт должен отразить состояние дел по учету в соответствии с вышеуказанными положениями настоящих Правил.
По возможности акт должен быть кратким и исчерпывающим, отражающим снятие натуральных остатков на день
проверки; проверку герметичности запорной арматуры резервуаров, технологических линий и концевых задвижек
отводов потребителя; товарный баланс по нефтепродуктам.
В акте отразить результаты: выявленные излишки или
недостачу нефтепродуктов.
Акт составляется в 4-х экземплярах: три для организаций МНПП и один для потребителя.
В акте должно быть указано: место, число, месяц и
год составления акта, состав комиссии (должности,
Ф.И.О. работников ЛПДС и потребителя), наименование
потребителя, за какой период произведена проверка.
Акт подписывается членами комиссии.
6.10. О результатах проверки состояния учета, выявленных недостатках и принятых мерах при обнаружении
излишков или недостач нефтепродуктов, а также недостатков по технической части (отсутствие герметичности
запорной арматуры, неисправность оборудования резервуаров, приборов замера и контроля, освещенность объектов и т.д.) комиссия письменно сообщает руководству
организации МНПП и вышестоящей организации потребителя.
Заместитель Министра топлива и энергетики Российской Федерации Е.С.Морозов 17 августа 1995 г.
196
Согласовано:
Президент
АК
"Транснефтепродукт"
И.Т.Ишмухаметов 17 августа 1995 г.
Заместитель Начальника Управления развития систем
нефтепродукто- и топливообеспечения Минтопэнерго РФ
Я.В.Максудов 16 августа 1995 г.
Нормы времени простоя автомобилей-цистерн при наливе и сливе наливных грузов
«Межотраслевые нормы времени на погрузку, разгрузку вагонов, автотранспортных средств и складские работы», утвержденные постановлением Министерства труда и социального развития Российской Федерации
от 17.10.2000 N 76.
Эксплуатационный
объем
цистерны,
куб. м, тыс.л
Норма времени на эксплуатационный объем цистерны, мин.
Самотеком
При помощи насоса
Налив при помощи насоса, слив самотеком, и
наоборот
грузы пищетемные
грузы пищетемные
грузы пищетемные
вые и свет- нефтепро- вые и светнефтевые и свет- нефтепролые нефтедукты
лые нефте- продукть лые нефтедукты
продукты
продукты
продукты
До 1,5
14,0
19,0
13,0
16,0
13,5
17,5
Свыше 1,5 до 3,0
22,0
28,0
18,0
22,0
20,0
25,0
Свыше 3,0 до 5,0
30,0
37,0
24,0
30,0
27,0
33,5
Свыше 5,0 до 7,0
36,0
46,0
29,0
37,0
32,5
41,5
Свыше 7,0 до 10,0
44,0
56,0
36,0
45,0
40,0
50,5
Свыше 10,0 до 15,0
50,0
65,0
47,0
58,0
48,5
61,5
Свыше 15,0 до 20,0
58,0
74,0
52,0
67,0
55,0
70,5
Свыше 20,0
65,0
84,0
59,0
75,0
62,0
79,5
Порядок проведения обследований организаций, осуществляющих деятельность по хранению нефти и продуктов ее переработки и эксплуатации автозаправочных станций, региональными
госнефтеинспекциями и территориальными управлениями Госэнергонадзора Министерства топлива и энергетики Российской Федерации и выдачи заключений по результатам указанных обследований. (утв. приказом Минтопэнерго РФ от 21 июля 1999 г. N
241)
(с изменениями от 7 июля 2000 г.)
1. Настоящий Порядок разработан в соответствии с положениями Федерального закона от 3 апреля 1996 г. N 28-ФЗ "Об
энергосбережении", Федерального закона от 25 сентября 1998
г. N 158-ФЗ "О лицензировании отдельных видов деятельности"
(с изменениями от 26 ноября 1998 г.), постановлением Правительства Российской Федерации от 1 июня 1992 г. N 371 "О неотложных мерах по энергосбережению в области добычи, произ-
197
водства, транспортировки и использования нефти, газа и нефтепродуктов" и актами Правительства, регулирующими вопросы
лицензирования
деятельности
в
системе
топливноэнергетического комплекса*, Положением о государственном
энергетическом надзоре в Российской Федерации, утвержденным
постановлением Правительства Российской Федерации от 12 августа 1998 г. N 938; Положением о Министерстве топлива и
энергетики Российской Федерации, утвержденным постановлением
Правительства Российской Федерации от 27 января 1996 г. N
60.
2. В соответствии с действующим законодательством составными частями системы государственного энергетического надзора (Госэнергонадзор России), объединяющими действующие в топливно-энергетическом комплексе надзорные организации и инспекции, являются и региональные госнефтеинспекции, в основную задачу которых входит выдача предусмотренных законодательством заключений от имени соответствующих управлений государственного энергетического надзора в субъектах Российской Федерации.
В настоящем Порядке органы, осуществляющие указанную
функцию, далее именуются государственные надзорные и контрольные органы.
Государственные надзорные и контрольные органы осуществляют контроль за рациональным и безопасным использованием
организациями и индивидуальными предпринимателями нефти и
нефтепродуктов, сохранением их качества с целью предотвращения аварий, нарушения экологии, угрозы человеческих жертв и
повреждений, а также эффективного использования энергетических ресурсов.
3. Настоящий Порядок распространяется на организации, являющиеся юридическими лицами независимо от форм собственности, а также на индивидуальных предпринимателей, далее именуемых "организациями".
4. Обследования для осуществления указанного контроля
производятся с целью:
- проверки соблюдения соискателем соответствующей лицензии требований и условий, установленных для осуществления
деятельности, указанной в лицензии, и выдачи заключений для
получения лицензий в соответствии с порядком, установленным
действующим законодательством;
- проверки выявления нарушений лицензиатом лицензионных
требований и условий, которые могут повлечь за собой нанесение ущерба правам, законным интересам, нравственности и здоровью граждан, а также обороне страны и безопасности государства;
- осуществления энергетического надзора в области добычи,
переработки, транспортировки, учета, хранения, реализации и
потребления нефти и нефтепродуктов.
4.1. Соискателем лицензий для получения заключения о соответствии его лицензионным требованиям и условиям в государственные надзорные и контрольные органы представляются
следующие документы:
198
- заявление о выдаче заключения установленной формы (приложение 1);
- копии учредительных документов и копии свидетельства о
государственной регистрации соискателя в качестве юридического лица (с предъявлением оригиналов в случае, если копии
не заверены нотариусом) - для юридических лиц или копию свидетельства о государственной регистрации гражданина в качестве индивидуального предпринимателя (с предъявлением оригинала в случае, если копия не заверена у нотариуса) - для индивидуальных предпринимателей;
- сведения о наличии емкостей и другого технологического
оборудования (их основные характеристики), необходимого для
осуществления лицензионной деятельности, а также документы,
подтверждающие их соответствие действующим нормам и правилам
технической, пожарной и экологической безопасности;
- сведения о профессиональной подготовке работников, осуществляющих деятельность на лицензируемом объекте.
Документы, представленные в государственные надзорные и
контрольные органы для получения заключения, регистрируются
в специальном журнале.
Рассмотрение заявления предусматривает оценку полноты и
достоверности, представленных материалов, проверку соответствия их законодательным актам, требованиям действующих
стандартов и других нормативных и технических документов.
Срок рассмотрения заявления не должен превышать одного
месяца с момента его регистрации. При необходимости проведения дополнительной экспертизы этот срок увеличивается на 10
дней.
Заключение (положительное или отрицательное) выдается
заявителю в течение одной недели со дня принятия соответствующего решения государственных надзорных и контрольных органов (приложение 2).
Основаниями для отрицательного заключения являются:
- несоответствие представленных документов действующему
законодательству;
- наличие в документах недостоверной или искаженной информации;
- несоответствие объекта лицензирования условиям, необходимым для осуществления указанного вида деятельности, что
подтверждено актом обследования и заключением государственных надзорных и контрольных органов инспекции.
4.2. При проведении обследований деятельности по хранению
нефти и продуктов ее переработки и выдаче соответствующих
заключений, государственные надзорные и контрольные органы
инспекции проверяют соответствие следующим требованиям правил технической эксплуатации:
- общие требования к нефтебазам (АЗС);
- требования к территории нефтебаз (нефтескладов, АЗС),
зданиям и сооружениям;
- требования по сокращению потерь нефтепродуктов при их
приеме, хранении и отпуске, техническое состояние бензо- и
маслораздаточных колонок;
199
- документация;
- требования к техническому состоянию резервуаров, технологического оборудования, трубопроводов и арматуры;
- метрологическое обеспечение нефтебаз;
- контроль качества и сбора отработанных нефтепродуктов;
- основные требования к технике безопасности, охране труда и пожарной безопасности;
- учет нефтепродуктов;
- охрана окружающей среды;
- требования к профессиональному отбору, проверке знаний,
и инструктаж по технике безопасности;
- оформление акта обследования, регистрация и выдача заключения;
При проведении обследований деятельности по содержанию и
эксплуатации АЗС (в том числе передвижных) проверяется:
- общая организация работы при проведении обследования;
- общие требования к АЗС;
- требования к территории АЗС;
- укомплектованность АЗС оборудованием и материалами;
- наличие документации и порядка ее ведения;
- техническое состояние резервуаров и технического оборудования;
- техническое состояние бензо- и маслораздаточных колонок;
- техническое состояние трубопроводов и арматуры;
- техническое состояние электрооборудования;
- устройство и техническое состояние вентиляции;
- организация контроля качества и сбора отработанных нефтепродуктов;
- организация подготовки обслуживающего персонала и инструктажа по технике безопасности;
- оформление акта обследования, регистрация и выдача заключения.
Основными направлениями проверок являются следующие работы и операции:
а) использование моторного топлива, предназначенного для
работы автотракторной техники;
б) использование горюче-смазочных материалов и других
нефтепродуктов в нарушение государственных стандартов, технических условий, а также нормативных документов по эксплуатации топливоиспользующей техники и оборудования;
в) сверхнормативные потери при хранении, транспортировке,
приеме и отпуске нефтересурсов;
г) перерасход горюче-смазочных материалов сверх установленных норм в технологических процессах, при эксплуатации
топливоиспользующей техники и оборудования;
д) сверхнормативное расходование моторного топлива автомобилями, предназначенными для работы на сжиженном нефтяном
и сжатом природном газах;
е) потери нефтересурсов из-за неудовлетворительного технического состояния и обслуживания трубопроводного транспор-
200
та, автотракторной техники, резервуарных парков и других сооружений;
ж) потери в результате неполного слива нефтепродуктов из
железнодорожных цистерн, танкеров и других средств транспортировки;
з) необоснованное использование жидкого резервного топлива вместо основного при эксплуатации топливопотребляющих
объектов, техники и оборудования;
и) потери от неудовлетворительного состояния измерительных средств и приборов, нарушений в ведении учета нефти,
нефтяного сырья и нефтепродуктов;
к) потери топливных нефтяных ресурсов, затраченных на
производство бракованной продукции;
л) потери из-за нерационального использования отработанных нефтепродуктов и нарушений установленного порядка их
сбора и сдачи;
м) потери из-за снижения качества нефти и нефтепродуктов
в результате их смешения, загрязнения, обводнения, аварий и
т.д.;
н) потери нефтепродуктов или ухудшение их качества из-за
невыполнения условий лицензирования деятельности, связанной
с нефтепродуктами.
4.3. Проверки соблюдения лицензиатом лицензионных требований и условий, а также осуществление энергетического надзора, проводятся не реже одного раза в год. При необходимости по решению государственных надзорных и контрольных органов могут быть проведены дополнительные проверки.
При проведении обследований и проверок государственные
надзорные и контрольные органы вправе получать необходимые
заключения соответствующих подразделений Минтопэнерго России
и других заинтересованных органов.
По прибытии на место проверяющий предъявляет руководителю
организации задание на проверку, знакомит с ее целями и задачами, уточняет другие вопросы, относящиеся к проверке.
4.4. Проверка с целью осуществления энергонадзора проводится по следующим основным вопросам:
- организация обеспечения нефтепродуктами и результаты их
использования с составлением баланса поступления и расхода
по всем направлениям;
- нормирование расхода нефтепродуктов при эксплуатации
автотранспортной техники, других машин и механизмов;
- учет работы топливопотребляющей техники;
- состояние бухгалтерского и первичного учета по вопросам
использования нефтепродуктов, наличие сверхнормативных и
аварийных потерь, правильность списания и расход горючесмазочных материалов;
- техническое состояние нефтескладского и заправочного
оборудования с расчетом потерь нефтепродуктов из-за его неисправности;
- организация контроля качества нефтепродуктов с проверкой паспортов качества, выявлением фактов смешения и порчи
нефтепродуктов, проверкой работы лаборатории;
201
- организация слива нефтепродуктов из железнодорожных
цистерн с выявлением недослитых железнодорожных цистерн и
количества, потерянных при этом нефтепродуктов;
- работа автотранспортной техники, работающей на автобензине, дизельном топливе, сжатом и сжиженном газах, с расчетом непроизводительных потерь от неправильной ее эксплуатации, неудовлетворительного технического состояния и содержания;
- использование котельно-печного топлива;
- сбор и использование отработанных нефтепродуктов;
- соблюдение условий, предусмотренных лицензией на деятельность с нефтепродуктами.
4.5. Результаты каждой проверки оформляются актом. В акте
должно быть отражено состояние дел по вопросам, входящим в
содержание проверки, и раскрыты причины выявленных нарушений. К акту прилагаются протоколы, справки, таблицы.
Акт подписывается всеми участниками проверки, после чего
в него запрещается вносить изменения и дополнения.
Участники проверки, а также представители проверяемой организации, несогласные с указанным решением, вправе изложить
свое собственное мнение, которое прилагается к акту.
Содержание акта доводится до сведения руководителя проверяемой организации, который его подписывает. В случае отказа
от подписи в акте делается соответствующая запись, подтверждаемая руководителем проверки.
Акт проверки передается проверяемой организации, копии
акта - государственным надзорным и контрольным органам, проводившим проверку, а также при необходимости соответствующему органу исполнительной власти, представителям организаций,
участвовавшим в проверке, и в Госэнергонадзор Минтопэнерго
России.
В случае обнаружения изменения на обследуемом объекте условий его эксплуатации, связанных с нарушением действующих
норм и правил технической, пожарной и экологической безопасности государственные надзорные и контрольные органы могут
выдать предписания с указанием сроков устранения выявленных
нарушений.
Предписание, заверенное печатью проверяющего органа, направляется вместе с актом проверки.
Государственные надзорные и контрольные органы осуществляют контроль за выполнением организацией предписаний путем
проведения дополнительных проверок.
При невыполнении предписаний выданные ранее заключения
аннулируются государственными надзорными и контрольными органами, которые в трехдневный срок со дня принятия такого
решения, либо другой срок, установленный действующим законодательством информируют об этом соответствующий лицензионный
орган для принятия соответствующих решений и лицензиата.
Переоформление заключения производится в порядке, установленном для его получения.
202
До переоформления заключения заявитель может осуществлять
свою деятельность при условии обеспечения безопасности и
безаварийности работы.
При выявлении нарушений лицензионных требований и условий, которые могут повлечь за собой нанесение ущерба правам,
законным интересам, нравственности и здоровью граждан, а
также обороне страны и безопасности государства, государственные надзорные и контрольные органы обязаны сообщить лицензирующему органу, выдавшему лицензию, о выявленных нарушениях и принятых мерах.
В этом случае лицензирующие органы могут приостановить
действие лицензии.
5. При проведении обследований сотрудники государственных
надзорных и контрольных органов вправе:
- беспрепятственно при предъявлении служебного удостоверения посещать организации и объекты, где производятся прием, хранение, отпуск, транспортировка и используется нефть,
нефтяное сырье, нефтепродукты, в том числе отработанные масла;
- требовать от руководителей проверяемых организаций
обеспечения условий, необходимых для проведения проверок, в
том числе предоставления необходимых для работы документов,
материалов и лабораторной базы, привлечения специалистов для
проведения соответствующих анализов и измерений;
- давать предписания об устранении нарушений законодательных и нормативных данных требований и условий по вопросам своей компетенции и устанавливать сроки устранения этих
нарушений;
При проведении обследований государственные надзорные и
контрольные органы руководствуются методиками, утвержденными
в установленном порядке.
6. Действительными для получения лицензии и подтверждения
соответствия лицензионным условиям являются только те заключения, которые получены организациями в соответствии с настоящим Порядком.
7. Обследование зданий, сооружений, оборудования и иных
технических средств, с помощью которых осуществляются лицензируемые виды деятельности, и выдача заключений государственными надзорными и контрольными органами на их соответствие действующим нормам и правилам для получения соответствующих лицензий или их продления проводятся по заявлениям
соискателей лицензий или лицензиатов. Стоимость этих работ
определяется договорами, заключаемыми в установленном порядке, в зависимости от объема работ и оформления документов.
Ежегодные обследования организаций на подтверждение соответствия объектов действующим нормам и Правилам технической
эксплуатации осуществляются надзорными и контрольными органами по согласованию с этими организациями в установленном
порядке.
Осуществление энергетического надзора за деятельностью
хозяйствующих субъектов в части рационального и эффективного
использования нефти и нефтепродуктов, а также проверки вы-
203
полнения лицензиатами лицензионных требований и условий проводятся государственными надзорными и контрольными органами
за счет средств, выделяемых на их содержание, в соответствии
с утвержденными в установленном порядке методиками.
8. Контроль за соблюдением требований, установленных настоящим Порядком, осуществляется отделом нефтяной и газовой
инспекции Госэнергонадзора Минтопэнерго России.
9. Государственные надзорные и контрольные органы при организации и осуществлении лицензионной деятельности, в том
числе при выдаче заключений в установленном порядке, координируют свою работу с органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации.
10. Спорные вопросы по решениям руководителей государственных надзорных и контрольных органов рассматриваются руководителем Госэнергонадзора Минтопэнерго России, а по его решениям Министерством топлива и энергетики Российской Федерации.
В случае несогласия соискатели лицензии или лицензиата с
принятыми решениями, они могут быть обжалованы в суде в установленном порядке.
—————————————————————————————————————————————————————————
————————————————
* Положение о лицензировании деятельности по содержанию и
эксплуатации
нефтебаз
(кроме
входящих
в
топливноэнергетический комплекс Российской Федерации) и автозаправочных станций (в том числе и передвижных), утвержденное постановлением Правительства Российской Федерации от 6 сентября 1995 г. N 897; Положение о лицензировании деятельности по
хранению нефти и продуктов ее переработки, утвержденное постановлением Правительства Российской Федерации от 3 апреля
1996 г. N 394.
Приложение 1
к Порядку
Регистрационный N ________
Дата регистрации _________
В ______________________________________
(наименование органа Госнефтеинспекции
или
территориального
Управления
Госэнергонадзора Минтопэнерго России)
Заявление
Заявитель __________________________________________________________
(для юридических лиц - наименование и организационная форма,
_________________________________________________________________________
для индивидуальных предпринимателей - фамилия, имя, отчество, паспортные
_________________________________________________________________________
данные)
просит выдать заключение на _____________________________________________
(вид деятельности)
_________________________________________________________________________
Почтовый адрес заявителя и
местоположение
лицензируемого
объекта
_________________________________________________________________________
204
_________________________________________________________________________
телефон ________________, телефакс __________________
К заявлению прилагаются документы согласно пункту 4.1 Порядка:
1. __________________________________________________
2. __________________________________________________
3. __________________________________________________
4. __________________________________________________
Дата
Личная подпись
заявителя
Приложение 2
к Порядку
Регистрационный номер _______
Дата выдачи _________________
Заключение
Госнефтеинспекции (территориального управления
Госэнергонадзора) Министерства топлива и энергетики
Российской Федерации
Рассмотрев на основании заявления __________________________________
(регистрационный номер дата
_________________________________________________________________________
регистрации)
документы заявителя и другие материалы
по
вопросам
лицензионной
деятельности ____________________________________________________________
(наименование вида деятельности, работ, услуг)
_________________________________________________________________________
Госнефтеинспекция (территориальное управление Госэнергонадзора) считает,
что _____________________________________________________________________
(наименование юридического лица или индивидуального предпринимателя,
_________________________________________________________________________
его паспортные данные)
(не)имеет возможность(и) выполнять ______________________________________
(наименование вида деятельности, работ,
_________________________________________________________________________
услуг)
(из-за не) при соблюдении(я) следующих условий
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
Руководитель _____________________________________
(Госнефтеинспекции или территориального управления
Госэнергонадзора)
(подпись)
Печать
На заметку
Если изымают документы
При наличии у осуществляющих проверку должностных лиц
достаточных оснований полагать, что документы, свиде205
тельствующие о совершении правонарушений, могут быть
уничтожены, скрыты, изменены или заменены, производится выемка этих документов в порядке, предусмотренном
статьей 94 НК РФ, по акту, составленному этими должностными лицами. В акте о выемке документов должна быть
обоснована необходимость выемки и приведен перечень
изымаемых документов. Налогоплательщик имеет право при
выемке документов делать замечания, которые должны
быть по его требованию внесены в акт. Изъятые документы должны быть пронумерованы, прошнурованы и скреплены
печатью или подписью налогоплательщика. В случае отказа налогоплательщика скрепить печатью или подписью
изымаемые документы об этом делается специальная отметка. Копия акта о выемке документов передается налогоплательщику.
В случае необходимости выемки документов и предметов
при проверке, она производится на основании мотивированного постановления должностного лица налогового органа, осуществляющего выездную налоговую проверку. 1
Указанное постановление подлежит утверждению руководителем соответствующего налогового органа. Постановление оформляется на бланке установленного образца и
должно содержать краткое описание совершенного нарушения, подтверждающие его факты, обоснование необходимости изъятия соответствующего документа со ссылками на
конкретные статьи налогового законодательства. Немотивированное постановление об изъятии не имеет юридической силы, а будучи выполненным, может быть обжаловано.
Не допускается производство выемки документов и предметов в ночное время.
Выемка документов и предметов производится в присутствии понятых и лиц, у которых производится выемка документов и предметов.
>
понятые вызываются в количестве не менее
двух человек;
>
в качестве понятых могут быть вызваны любые не заинтересованные в исходе дела физические
лица;
>
не допускается участие в качестве понятых
должностных лиц налоговых органов;
>
понятые обязаны удостоверить в протоколе
факт, содержание и результаты действий, производившихся в их присутствии; они вправе делать по
1
Статья 94 НК РФ
206
поводу произведенных действий замечания, которые
подлежат внесению в протокол;
>
в случае необходимости понятые могут быть
опрошены по указанным обстоятельствам.
В необходимых случаях для участия в производстве выемки приглашается специалист. До начала выемки должностное лицо налогового органа предъявляет постановление
о производстве выемки и разъясняет присутствующим лицам их права и обязанности.
Должностное лицо налогового органа предлагает лицу, у
которого производится выемка документов и предметов,
добровольно выдать их, а в случае отказа производит
выемку принудительно. При отказе лица, у которого производится выемка, вскрыть помещения или иные места,
где могут находиться подлежащие выемке документы и
предметы, должностное лицо налогового органа вправе
сделать это самостоятельно, избегая причинения не вызываемых необходимостью повреждений запоров, дверей и
других предметов.
Не подлежат изъятию документы и предметы, не имеющие
отношения к предмету налоговой проверки.
О производстве выемки изъятия документов и предметов
составляется протокол с соблюдением требований, предусмотренных НК РФ.
Изъятые документы и предметы перечисляются и описываются в протоколе выемки либо в прилагаемых к нему описях с точным указанием наименования, количества и индивидуальных признаков предметов, а по возможности стоимости предметов.
В тех случаях, когда для проведения контрольных мероприятий недостаточно выемки копий документов налогоплательщиков и у налоговых органов есть достаточные
основания полагать, что подлинники документов будут
уничтожены, сокрыты, исправлены или заменены, должностное лицо налогового органа вправе изъять подлинные
документы в порядке, предусмотренном настоящей статьей. При изъятии таких документов с них изготавливают
копии, которые заверяются должностным лицом налогового
органа и передаются лицу, у которого они изымаются.
При невозможности изготовить или передать изготовленные копии одновременно с изъятием документов налоговый
орган передает их лицу, у которого документы были изъяты, в течение пяти дней после изъятия.
Все изымаемые документы и предметы предъявляются понятым и другим лицам, участвующим в производстве выемки, и в случае необходимости упаковываются на месте
выемки.
207
Копия протокола о выемке документов и предметов вручается под расписку или высылается почтой лицу, у которого эти документы и предметы были изъяты.
Передавать документы или копии с них рекомендуется
против расписки инспектора, которому эти материалы передаются. В случае утраты переданного документа, расписка послужит доказательством вины работника налоговой службы, действия которого в такой ситуации подлежат обжалованию, а причиненный в результате имущественный ущерб - возмещению в судебном или арбитражном
порядке.
Изъятие документов должно производиться в присутствии
должностных лиц предприятий и граждан, у которых производится изъятие. Они имеют право делать заявления по
поводу совершаемых проверяющими действий, подлежащие
занесению в протокол изъятия, составляемый изымающим
документы работником налоговой службы. Однако прямое
противодействие изъятию документов не допускается. В
этих случаях должностное лицо налоговой инспекции
вправе обратиться за помощью к сотрудникам органов
внутренних дел.
Если действия властей неправомерны
Абсолютное большинство чиновников берут взятки вовсе
не за то, что помогут (они и так обязаны работать), а
за то, что не будут гадить. Злоупотреблений у властных
структур, к сожалению, очень много. Ниже приведена выдержка из рассказа главного бухгалтера частного магазина, опубликованная в МК 2.07.99, журналистом Т. Рессиной:
«Не могу назвать хотя бы одну госорганизацию, которую
мы бы хоть чуть-чуть уважали. Купить можно любого.
Посещают торговые точки приблизительно:
> госторгинспекция 5-7 раз в месяц;
> налоговая инспекция — 4-5 раз в месяц;
> налоговая полиция — 3-4 раза в месяц;
> СЭС — 3-4 раза в месяц;
> пожарная инспекция — 2-3 раза в месяц;
> милиция — каждый день.
Самые противные – участковые милиционеры. Таскаются
каждый день и перед каждым суточным дежурством за бутылками и закуской к нам. Налоговая полиция - наглая,
молодая, чувствуют свою власть, безнаказанно измываются как хотят. Госторгинспекция своего не упустит - берут и деньги, и товар. Санэпидстанция к нам не приходят - заранее куплены. Из отдела по борьбе с экономи208
ческими преступлениями штраф нам снизили вполовину, но
за это потребовали штраф заплатить не государству, а в
их охотничье общество. Попадаться-то им нельзя, принято считать, что они — критерий честности, взяток не
берут.
В праздники мы практически разоряемся, особенно когда
они идут друг за дружкой, как, например, новогодние.
Два Рождества, два Новых года, а потом и 23 февраля с
8 Марта подоспеют — только успевай накладывать сумки.
И отправлять людей с ними в налоговую инспекцию, СЭС,
в Госторгинспекцию... Естественно, в каждую сумочку
вкладываем поздравление и визиточку, от кого оно пришло».
Будучи вынужденными давать взятки чиновникам, старайтесь обусловить их услуги (хотя бы ваше право звонить
и консультироваться). Тогда понятно, что это они у вас
на содержании и вы можете чего-то требовать, а не вы в
постоянном долгу.
Конституция Российской Федерации, Декларация прав и
свобод человека и закон 2 предоставляют гражданам возможности по судебной защите их прав и свобод от неправомерных действий (решений) государственных органов,
органов местного самоуправления, учреждений, предприятий и их объединений или должностных лиц, государственных служащих, которые постоянно или временно занимают должности, связанные с выполнением организационно-распорядительных или административно-хозяйственных
обязанностей.
В суд могут быть обжалованы как единоличные, так и
коллегиальные действия (решения) государственных органов, органов местного самоуправления, учреждений,
предприятий и их объединений, общественных организаций, объединений и должностных лиц, государственных
служащих, в результате которых:
> нарушены права и свободы гражданина;
> созданы препятствия осуществлению гражданином
его прав и свобод;
> на гражданина незаконно возложена какая-либо
обязанность или он незаконно привлечен к какой-либо
ответственности.
"Об обжаловании в суд действий и решений, нарушающих права и свободы граждан" Закон Российской Федерации (в редакции Федерального закона от 15 ноября
1995 г.)
2
209
Граждане вправе обжаловать также бездействие виновных, если оно повлекло за собой последствия, которые
стали объектом жалобы.
Каждый гражданин имеет право получить, а должностное
лицо, государственные служащие обязаны ему предоставить возможность ознакомления с документами и материалами, непосредственно затрагивающими его права и свободы, если нет установленных федеральным законом ограничений на информацию, содержащуюся в этих документах
и материалах. 3
В суд, в частности, могут быть обжалованы отказ соответствующих органов в выдаче визы на выезд за границу,
решение государственных органов или органов местного
самоуправления об установлении ограничений на вывоз
товаров
за
пределы
административно-территориальной
единицы, об установлении дополнительных пошлин и сборов, решение о наложении штрафов и иных мер административных взысканий лица, не уполномоченного налагать
такие взыскания, и т.д. В том числе могут быть обжалованы в суд решения общих собраний общественных организаций и объединений, жилищно-строительных кооперативов, акционерных обществ, профсоюзных организаций и т.
п., а также их органов управления и должностных лиц.
Гражданин по своему усмотрению вправе обратиться с
жалобой либо непосредственно в суд, либо в вышестоящий
в порядке подчиненности орган или к должностному лицу,
государственному служащему.
Обращение гражданина с жалобой в вышестоящий в порядке подчиненности орган или к должностному лицу не лишает его права на обращение в суд с аналогичной жалобой, если вышестоящим в порядке подчиненности органом
или должностным лицом в удовлетворении жалобы было отказано полностью либо частично или когда гражданин не
получил ответа в течение месяца со дня подачи жалобы
вышестоящему органу или должностному лицу, государственному служащему.
Если при принятии жалобы будет установлено, что имеет
место спор, подлежащий рассмотрению как иск о праве
(например, о праве собственности на домовладение, о
праве на жилое помещение и т. п.), судья выносит определение об оставлении жалобы без движения, где разъясняет заявителю о необходимости оформления искового заявления.
"О рассмотрении судами жалоб на неправомерные действия, нарушающие права и
свободы граждан" Постановление Пленума Верховного Суда РФ от 21 декабря 1993
г. N 10 (с изменениями от 25 октября 1996 г.)
3
210
Если же указанное обстоятельство будет установлено
при рассмотрении дела, суд выносит определение об отложении разбирательства дела, в котором разъясняет
заявителю необходимость оформления его жалобы как искового заявления и назначает день нового судебного заседания с учетом времени, необходимого для истребования доказательств и вызова участвующих в деле лиц.
Жалоба подается по усмотрению гражданина в суд по
месту его жительства либо по месту нахождения обжалуемого.
Жалоба подается в суд в трехмесячный срок со дня, когда гражданину стало известно о нарушении его права, и
в месячный срок со дня получения гражданином письменного уведомления об отказе вышестоящего в порядке подчинения органа или должностного лица в удовлетворении
жалобы или со дня истечения месячного срока после подачи жалобы, если гражданином не был получен от них
письменный ответ на жалобу.
В случае пропуска указанного срока по уважительной
причине он может быть восстановлен судом по заявлению
гражданина, подавшего жалобу.
В жалобе, в частности, должно быть указано, какие
действия (решения) обжалуются, какие конкретно права и
свободы гражданина нарушены этими действиями (решениями), подавалась ли аналогичная жалоба в вышестоящий в
порядке подчиненности орган или должностному лицу и,
если подавалась, какой получен ответ.
Жалоба должна быть рассмотрена судом коллегиально в
десятидневный срок с момента ее подачи. Однако она может быть рассмотрена судьей единолично, если лица,
участвующие в деле, не возражают против этого.
Установив обоснованность доводов жалобы, суд признает
обжалуемое действие (решение) незаконным и обязывает
удовлетворить требование гражданина, отменяет примененные к нему меры ответственности либо иным путем
восстанавливает его нарушенные права.
Решение суда о признании индивидуального или нормативного акта либо отдельной его части незаконными влечет признание этого акта или его части недействующими
с момента их принятия.
Суд обязан направить копию решения соответствующему
органу, объединению или должностному лицу не позднее
десяти дней после вступления решения в законную силу
(а в случае обращения решения к немедленному исполнению - после вынесения решения) для устранения допущенного нарушения.
211
Соответствующий орган, объединение или должностное
лицо обязаны сообщить суду и гражданину об исполнении
решения не позднее чем в месячный срок со дня получения решения.
О защите прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении государственного контроля (надзора).
Федеральный закон от 8 августа 2001 г. N 134-ФЗ
Глава I. Общие положения
(ст. 1 - 6)
Глава II. Требования к организации и проведению (ст. 7 12)
мероприятий по контролю
Глава III. Права юридических лиц и индивидуальных (ст. 13
- 18)
предпринимателей
при
проведении
государственного контроля (надзора) и их
защита
Настоящий Федеральный закон направлен на защиту прав
юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении федеральными органами исполнительной власти, органами
исполнительной власти субъектов Российской Федерации государственного контроля (надзора).
Глава I. Общие положения
Статья 1. Сфера применения настоящего Федерального закона
1. Настоящий Федеральный закон регулирует отношения в
области защиты прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении государственного контроля (надзора) федеральными органами исполнительной власти, органами
исполнительной власти субъектов Российской Федерации, подведомственными им государственными учреждениями (далее - органы государственного контроля (надзора), уполномоченными на
проведение государственного контроля (надзора) в соответствии с законодательством Российской Федерации.
2. Настоящий Федеральный закон не применяется к мероприятиям по контролю, при проведении которых не требуется
взаимодействие органов государственного контроля (надзора) с
юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями и на
них не возлагаются обязанности по предоставлению информации
и исполнению требований органов государственного контроля
(надзора), а также к мероприятиям по контролю, проводимым в
отношении юридических лиц и индивидуальных предпринимателей
по их инициативе.
3. Положения настоящего Федерального закона не применяются к отношениям, связанным с проведением:
налогового контроля;
валютного контроля;
бюджетного контроля;
212
банковского и страхового надзора, а также других видов
специального государственного контроля за деятельностью юридических лиц и индивидуальных предпринимателей на финансовом
рынке;
транспортного контроля (в пунктах пропуска транспортных
средств через Государственную границу Российской Федерации,
а также в стационарных и передвижных пунктах на территории
Российской Федерации);
государственного контроля (надзора) администрациями морских, речных портов и инспекторскими службами гражданской
авиации аэропортов на территориях указанных портов;
таможенного контроля;
иммиграционного контроля;
лицензионного контроля;
контроля безопасности при использовании атомной энергии;
санитарно-карантинного, карантинного фитосанитарного и
ветеринарного контроля в пунктах перехода Государственной
границы Российской Федерации;
контроля объектов, признаваемых опасными в соответствии
с законодательством Российской Федерации, а также особо важных и режимных объектов, перечень которых устанавливается
Правительством Российской Федерации;
оперативно-розыскных мероприятий, дознания, предварительного следствия, прокурорского надзора и правосудия;
государственного метрологического контроля (надзора).
4. Настоящим Федеральным законом устанавливаются:
порядок проведения мероприятий по контролю, осуществляемых органами государственного контроля (надзора);
права юридических лиц и индивидуальных предпринимателей
при проведении государственного контроля (надзора), меры по
защите их прав и законных интересов;
обязанности органов государственного контроля (надзора)
и их должностных лиц при проведении мероприятий по контролю.
5. Если международным договором Российской Федерации
предусмотрены иные правила, чем те, которые установлены настоящим Федеральным законом, применяются правила международного договора.
Статья 2. Основные понятия, используемые в настоящем Федеральном законе
В целях настоящего Федерального закона используются следующие основные понятия:
государственный контроль (надзор) - проведение проверки
выполнения юридическим лицом или индивидуальным предпринимателем при осуществлении их деятельности обязательных требований к товарам (работам, услугам), установленных федеральными законами или принимаемыми в соответствии с ними нормативными правовыми актами (далее также - обязательные требования);
мероприятие по контролю - совокупность действий должностных лиц органов государственного контроля (надзора), связанных с проведением проверки выполнения юридическим лицом
213
или индивидуальным предпринимателем обязательных требований,
осуществлением необходимых исследований (испытаний), экспертиз, оформлением результатов проверки и принятием мер по результатам проведения мероприятия по контролю;
саморегулируемая организация - некоммерческая организация, созданная путем объединения юридических лиц и (или) индивидуальных предпринимателей и имеющая своей основной целью
обеспечение добросовестного осуществления профессиональной
деятельности членами саморегулируемой организации.
Статья 3. Принципы защиты прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении государственного контроля (надзора)
Основными принципами защиты прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении государственного
контроля (надзора) являются:
презумпция добросовестности юридического лица или индивидуального предпринимателя;
соблюдение международных договоров Российской Федерации;
открытость и доступность для юридических лиц и индивидуальных предпринимателей нормативных правовых актов, устанавливающих обязательные требования, выполнение которых проверяется при проведении государственного контроля (надзора);
установление обязательных требований федеральными законами и принятыми в соответствии с ними нормативными правовыми актами;
проведение мероприятий по контролю уполномоченными должностными лицами органов государственного контроля (надзора);
соответствие предмета проводимого мероприятия по контролю компетенции органа государственного контроля (надзора);
периодичность и оперативность проведения мероприятия по
контролю, предусматривающего полное и максимально быстрое
проведение его в течение установленного срока;
учет мероприятий по контролю, проводимых органами государственного контроля (надзора);
возможность обжалования действий (бездействия) должностных лиц органов государственного контроля (надзора), нарушающих порядок проведения мероприятий по контролю, установленный настоящим Федеральным законом, иными федеральными законами и принятыми в соответствии с ними нормативными правовыми актами;
признание в порядке, установленном федеральным законодательством, недействующими (полностью или частично) нормативных правовых актов, устанавливающих обязательные требования,
соблюдение которых подлежит проверке, если они не соответствуют федеральным законам;
устранение в полном объеме органами государственного
контроля (надзора) допущенных нарушений в случае признания
судом жалобы юридического лица или индивидуального предпринимателя обоснованной;
ответственность органов государственного контроля (надзора) и их должностных лиц при проведении государственного
214
контроля (надзора) за нарушение законодательства Российской
Федерации;
недопустимость взимания органами государственного контроля (надзора) платы с юридических лиц и индивидуальных
предпринимателей за проведение мероприятий по контролю, за
исключением случаев возмещения расходов органов государственного контроля (надзора) на осуществление исследований
(испытаний) и экспертиз, в результате которых выявлены нарушения обязательных требований;
недопустимость непосредственного получения органами государственного контроля (надзора) отчислений от сумм, взысканных с юридических лиц и (или) индивидуальных предпринимателей в результате проведения мероприятий по контролю.
Статья 4. Полномочия федеральных органов исполнительной власти в области защиты прав юридических лиц и индивидуальных
предпринимателей при проведении государственного контроля
(надзора)
Определение федеральных органов исполнительной власти,
уполномоченных на проведение государственного контроля (надзора), установление их организационной структуры, полномочий, функций и порядка деятельности осуществляются Президентом Российской Федерации или Правительством Российской Федерации в соответствии с Федеральным конституционным законом
"О Правительстве Российской Федерации".
К полномочиям федеральных органов исполнительной власти
в области защиты прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении государственного контроля (надзора) в том числе относятся:
разработка и реализация единой государственной политики
в области защиты прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении государственного контроля (надзора);
организация государственного контроля (надзора) на территории Российской Федерации, проводимого федеральными органами исполнительной власти, подведомственными им государственными учреждениями, уполномоченными на проведение государственного контроля (надзора);
координация деятельности органов государственного контроля (надзора) в Российской Федерации в соответствующей
сфере контроля;
обеспечение исполнения международных обязательств Российской Федерации;
осуществление других полномочий, предусмотренных законодательством Российской Федерации.
Статья 5. Полномочия органов исполнительной власти субъектов
Российской Федерации в области защиты прав юридических лиц и
индивидуальных предпринимателей при проведении государственного контроля (надзора)
Определение органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации, уполномоченных на проведение государст-
215
венного контроля (надзора), установление их организационной
структуры, полномочий, функций и порядка деятельности осуществляются высшим должностным лицом субъекта Российской Федерации (руководителем высшего исполнительного органа государственной власти субъекта Российской Федерации).
К полномочиям органов исполнительной власти субъектов
Российской Федерации в области защиты прав юридических лиц и
индивидуальных предпринимателей при проведении государственного контроля (надзора) в том числе относятся:
реализация единой государственной политики и соблюдение
федерального законодательства в области защиты прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении
государственного контроля (надзора) на территории субъекта
Российской Федерации;
организация государственного контроля (надзора) на территории субъекта Российской Федерации органами исполнительной власти субъекта Российской Федерации, подведомственными
им государственными учреждениями, уполномоченными на проведение государственного контроля (надзора).
Статья 6. Полномочия органов местного самоуправления в области защиты прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении государственного контроля (надзора)
Органы местного самоуправления могут наделяться законом
отдельными полномочиями в области защиты прав юридических
лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении государственного контроля (надзора).
Глава II. Требования
к организации и проведению мероприятий по контролю
Статья 7. Порядок проведения мероприятий по контролю
1. Мероприятия по контролю проводятся на основании распоряжений (приказов) органов государственного контроля (надзора).
В распоряжении (приказе) о проведении мероприятия по
контролю указываются:
номер и дата распоряжения (приказа) о проведении мероприятия по контролю;
наименование органа государственного контроля (надзора);
фамилия, имя, отчество и должность лица (лиц), уполномоченного на проведение мероприятия по контролю;
наименование юридического лица или фамилия, имя, отчество индивидуального предпринимателя, в отношении которых проводится мероприятие по контролю;
цели, задачи и предмет проводимого мероприятия по контролю;
правовые основания проведения мероприятия по контролю, в
том числе нормативные правовые акты, обязательные требования
которых подлежат проверке;
дата начала и окончания мероприятия по контролю.
216
Распоряжение (приказ) о проведении мероприятия по контролю либо его заверенная печатью копия предъявляется должностным лицом, осуществляющим мероприятие по контролю, руководителю или иному должностному лицу юридического лица либо
индивидуальному предпринимателю одновременно со служебным
удостоверением.
2. Мероприятие по контролю может проводиться только тем
должностным лицом (лицами), которое указано в распоряжении
(приказе) о проведении мероприятия по контролю.
3. Продолжительность мероприятия по контролю не должна
превышать один месяц.
В исключительных случаях, связанных с необходимостью
проведения специальных исследований (испытаний), экспертиз
со значительным объемом мероприятий по контролю, на основании мотивированного предложения должностного лица, осуществляющего мероприятие по контролю, руководителем органа государственного контроля (надзора) или его заместителем срок
проведения мероприятия по контролю может быть продлен, но не
более чем на один месяц.
4. В целях проверки выполнения юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями обязательных требований органом государственного контроля (надзора) в пределах своей
компетенции проводятся плановые мероприятия по контролю.
В отношении одного юридического лица или индивидуального
предпринимателя каждым органом государственного контроля
(надзора) плановое мероприятие по контролю может быть проведено не более чем один раз в два года.
5. Внеплановой проверке, предметом которой является контроль исполнения предписаний об устранении выявленных нарушений, подлежит деятельность юридического лица или индивидуального предпринимателя при выявлении в результате планового
мероприятия по контролю нарушений обязательных требований.
Внеплановые мероприятия по контролю проводятся органами
государственного контроля (надзора) также в случаях:
получения информации от юридических лиц, индивидуальных
предпринимателей, органов государственной власти о возникновении аварийных ситуаций, об изменениях или о нарушениях
технологических процессов, а также о выходе из строя сооружений, оборудования, которые могут непосредственно причинить
вред жизни, здоровью людей, окружающей среде и имуществу
граждан, юридических лиц и индивидуальных предпринимателей;
возникновения угрозы здоровью и жизни граждан, загрязнения окружающей среды, повреждения имущества, в том числе в
отношении однородных товаров (работ, услуг) других юридических лиц и (или) индивидуальных предпринимателей;
обращения граждан, юридических лиц и индивидуальных
предпринимателей с жалобами на нарушения их прав и законных
интересов действиями (бездействием) иных юридических лиц и
(или) индивидуальных предпринимателей, связанные с невыполнением ими обязательных требований, а также получения иной
информации, подтверждаемой документами и иными доказательст-
217
вами, свидетельствующими о наличии признаков таких нарушений.
Мероприятия по контролю в случаях, установленных абзацами вторым и третьим настоящего пункта, могут проводиться по
мотивированному решению органа государственного контроля
(надзора), в том числе в отношении иных юридических лиц и
индивидуальных предпринимателей, использующих соответствующие однородные товары (работы, услуги) и (или) объекты.
Обращения, не позволяющие установить лицо, обратившееся
в орган государственного контроля (надзора) не могут служить
основанием для проведения внепланового мероприятия по контролю.
6. В отношении юридических лиц и индивидуальных предпринимателей - членов саморегулируемой организации, солидарно
несущих в соответствии с уставными документами субсидиарную
ответственность за ущерб, причиненный членами указанной организации вследствие несоблюдения обязательных требований,
предъявляемых к профессиональной деятельности, являющейся
предметом саморегулирования, устанавливается порядок государственного контроля (надзора), предусматривающий проведение плановых мероприятий по контролю в отношении 10 процентов от общего числа членов саморегулируемой организации, но
не менее чем в отношении двух членов саморегулируемой организации, определяемых по выбору органа государственного контроля (надзора).
Порядок проведения плановых мероприятий по контролю в
отношении членов саморегулируемой организации устанавливается распоряжением (приказом) органа государственного контроля
(надзора) по обращению саморегулируемой организации, которое
должно содержать сведения, подтверждающие членство в саморегулируемой организации и солидарное несение предусмотренной
настоящим пунктом субсидиарной ответственности ее членов за
ущерб.
В установлении порядка проведения плановых мероприятий
по контролю в отношении членов саморегулируемой организации
может быть отказано при наличии у органа государственного
контроля (надзора) в момент обращения оснований проведения в
отношении ее членов внеплановых мероприятий по контролю.
Решение об отказе в установлении порядка государственного контроля (надзора) саморегулируемой организации, принятое
руководителем органа государственного контроля (надзора),
может быть обжаловано в установленном порядке.
7. В случае выявления нарушений обязательных требований
членами саморегулируемой организации должностные лица органа
государственного контроля (надзора) обязаны при проведении
плановых мероприятий по контролю сообщить саморегулируемой
организации о выявленных нарушениях.
В случае, если при проведении плановых мероприятий по
контролю одним из членов саморегулируемой организации допускаются нарушения обязательных требований, органом государственного контроля (надзора) может быть принято решение о про-
218
ведении внеплановых мероприятий по контролю в отношении любых других членов саморегулируемой организации.
Нарушения обязательных требований членами саморегулируемой организации, выявленные при проведении внеплановых мероприятий по контролю, являются основанием принятия решения
органом государственного контроля (надзора) об отмене установленного порядка проведения плановых мероприятий по контролю в отношении членов саморегулируемой организации.
Принятое решение с указанием допущенных членами саморегулируемой организации нарушений и обстоятельств, послуживших основанием принятия такого решения, доводится органом
государственного контроля (надзора) в письменной форме до
сведения саморегулируемой организации в течение трех дней с
даты его принятия.
8. Особенности проведения мероприятий по контролю в отдельных сферах государственного контроля (надзора) устанавливаются федеральными законами или в установленном ими порядке с учетом положений настоящего Федерального закона.
Статья 8. Ограничения при проведении мероприятий по контролю
При проведении мероприятий по контролю должностные лица
органов государственного контроля (надзора) не вправе:
проверять выполнение обязательных требований, не относящихся к компетенции органа государственного контроля (надзора), от имени которого действуют должностные лица;
осуществлять плановые проверки в случае отсутствия при
проведении мероприятий по контролю должностных лиц или работников проверяемых юридических лиц или индивидуальных
предпринимателей либо их представителей;
требовать представление документов, информации, образцов
(проб) продукции, если они не являются объектами мероприятий
по контролю и не относятся к предмету проверки, а также изымать оригиналы документов, относящихся к предмету проверки;
требовать образцы (пробы) продукции для проведения их
исследований (испытаний), экспертизы без оформления акта об
отборе образцов (проб) продукции в установленной форме и в
количестве, превышающем нормы, установленные государственными стандартами или иными нормативными документами;
распространять информацию, составляющую охраняемую законом тайну и полученную в результате проведения мероприятий
по контролю, за исключением случаев, предусмотренных законодательством Российской Федерации;
превышать установленные сроки проведения мероприятий по
контролю.
Статья 9. Порядок оформления результатов мероприятия по контролю
1. По результатам мероприятия по контролю должностным
лицом (лицами) органа государственного контроля (надзора),
осуществляющим проверку, составляется акт установленной формы в двух экземплярах.
В акте указываются:
219
дата, время и место составления акта;
наименование органа государственного контроля (надзора);
дата и номер распоряжения, на основании которого проведено мероприятие по контролю;
фамилия, имя, отчество и должность лица (лиц), проводившего мероприятие по контролю;
наименование проверяемого юридического лица или фамилия,
имя, отчество индивидуального предпринимателя, фамилия, имя,
отчество, должность представителя юридического лица или
представителя индивидуального предпринимателя, присутствовавших при проведении мероприятия по контролю;
дата, время и место проведения мероприятия по контролю;
сведения о результатах мероприятия по контролю, в том
числе о выявленных нарушениях, об их характере, о лицах, на
которых возлагается ответственность за совершение этих нарушений;
сведения об ознакомлении или об отказе в ознакомлении с
актом представителя юридического лица или индивидуального
предпринимателя, а также лиц, присутствовавших при проведении мероприятия по контролю, их подписи или отказ от подписи;
подпись должностного лица (лиц), осуществившего мероприятие по контролю.
К акту прилагаются акты об отборе образцов (проб) продукции, обследовании объектов окружающей среды, протоколы
(заключения) проведенных исследований (испытаний) и экспертиз, объяснения должностных лиц органов государственного
контроля (надзора), работников, на которых возлагается ответственность за нарушения обязательных требований, и другие
документы или их копии, связанные с результатами мероприятия
по контролю.
2. Один экземпляр акта с копиями приложений вручается
руководителю юридического лица или его заместителю и индивидуальному предпринимателю или их представителям под расписку
либо направляется посредством почтовой связи с уведомлением
о вручении, которое приобщается к экземпляру акта, остающемуся в деле органа государственного контроля (надзора).
3. В случае выявления в результате мероприятия по контролю административного правонарушения должностным лицом органа государственного контроля (надзора) составляется протокол в порядке, установленном законодательством Российской
Федерации об административных правонарушениях, и даются
предписания об устранении выявленных нарушений.
4. Результаты мероприятия по контролю, содержащие сведения, составляющие государственную тайну, оформляются с соблюдением требований, предусмотренных законодательством Российской Федерации о защите государственной тайны.
5. Юридические лица и индивидуальные предприниматели ведут журнал учета мероприятий по контролю.
В журнале учета мероприятий по контролю должностным лицом органа государственного контроля (надзора) производится
запись о проведенном мероприятии по контролю, содержащая
220
сведения о наименовании органа государственного контроля
(надзора), дате, времени проведения мероприятия по контролю,
о правовых основаниях, целях, задачах и предмете мероприятия
по контролю, о выявленных нарушениях, о составленных протоколах, об административных правонарушениях и о выданных
предписаниях, а также указываются фамилия, имя, отчество,
должность лица (лиц), осуществившего мероприятие по контролю, и его (их) подпись.
Журнал учета мероприятий по контролю должен быть прошит,
пронумерован и удостоверен печатью юридического лица или индивидуального предпринимателя.
При отсутствии журнала учета мероприятий по контролю в
акте, составляемом по результатам проведенного мероприятия
по контролю, делается соответствующая запись.
Статья 10. Меры, принимаемые должностными лицами органов государственного контроля (надзора) по фактам нарушений, выявленных при проведении мероприятия по контролю
1. При выявлении в результате проведения мероприятия по
контролю нарушений юридическим лицом или индивидуальным
предпринимателем обязательных требований должностные лица
органов государственного контроля (надзора) в пределах полномочий, предусмотренных законодательством Российской Федерации, обязаны принять меры по контролю за устранением выявленных нарушений, их предупреждением, предотвращением возможного причинения вреда жизни, здоровью людей, окружающей
среде и имуществу, а также меры по привлечению лиц, допустивших нарушения, к ответственности.
2. В случае, если при проведении мероприятия по контролю
будет установлено, что товар (работа, услуга) может причинить вред жизни, здоровью, окружающей среде и имуществу потребителей, орган государственного контроля (надзора) обязан
довести до сведения потребителей информацию об опасном товаре (работе, услуге), о способах предотвращения возможного
вреда, принять меры к недопущению причинения вреда, в том
числе путем приостановления производства (реализации, выполнения) товара (работы, услуги) и (или) отзыва товара с рынка
в порядке, установленном законодательством Российской Федерации, с последующим возмещением затрат за счет виновного
лица.
3. Орган государственного контроля (надзора) может обращаться в суд с требованием о возмещении расходов на проведение исследований (испытаний) и экспертиз, в результате которых выявлены нарушения обязательных требований.
Статья 11. Обязанности должностных лиц органов государственного контроля (надзора) при проведении мероприятий по контролю
Должностные лица органов государственного контроля (надзора) при проведении мероприятий по контролю обязаны:
своевременно и в полной мере исполнять предоставленные в
соответствии с законодательством Российской Федерации полно-
221
мочия по предупреждению, выявлению и пресечению нарушений
обязательных требований;
соблюдать законодательство Российской Федерации, права и
законные интересы юридических лиц и индивидуальных предпринимателей;
проводить мероприятия по контролю на основании и в строгом соответствии с распоряжениями органов государственного
контроля (надзора) о проведении мероприятий по контролю в
порядке, установленном статьей 8 настоящего Федерального закона;
посещать объекты (территории и помещения) юридических
лиц и индивидуальных предпринимателей в целях проведения мероприятия по контролю только во время исполнения служебных
обязанностей при предъявлении служебного удостоверения и
распоряжения органов государственного контроля (надзора) о
проведении мероприятия по контролю;
не препятствовать представителям юридического лица или
индивидуального предпринимателя присутствовать при проведении мероприятия по контролю, давать разъяснения по вопросам,
относящимся к предмету проверки;
предоставлять должностным лицам юридического лица или
индивидуальным предпринимателям либо их представителям, присутствующим при проведении мероприятия по контролю, относящуюся к предмету проверки необходимую информацию;
знакомить должностных лиц юридического лица или индивидуального предпринимателя либо их представителей с результатами мероприятий по контролю;
при определении мер, принимаемых по фактам выявленных
нарушений, учитывать соответствие указанных мер тяжести нарушений, их потенциальной опасности для жизни, здоровья людей, окружающей среды и имущества, а также не допускать необоснованные ограничения прав и законных интересов граждан,
юридических лиц и индивидуальных предпринимателей;
доказывать законность своих действий при их обжаловании
юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями в
порядке, установленном законодательством Российской Федерации.
Статья 12. Ответственность органов государственного контроля
(надзора) и их должностных лиц при проведении мероприятий по
контролю
Органы государственного контроля (надзора) и их должностные лица в случае ненадлежащего исполнения своих функций и
служебных обязанностей при проведении мероприятий по контролю, совершения противоправных действий (бездействия) несут
ответственность в соответствии с законодательством Российской Федерации.
О мерах, принятых в отношении должностных лиц, виновных
в нарушении законодательства Российской Федерации, органы
государственного контроля (надзора) обязаны в месячный срок
сообщить юридическому лицу и (или) индивидуальному предпринимателю, права и законные интересы которых нарушены.
222
Глава III. Права юридических лиц и индивидуальных предпринимателей
при проведении государственного контроля (надзора) и их защита
Статья 13. Права юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении мероприятий по контролю
1. Должностные лица и (или) представители юридического
лица и индивидуальные предприниматели и (или) их представители при проведении мероприятий по контролю имеют право:
непосредственно присутствовать при проведении мероприятий по контролю, давать объяснения по вопросам, относящимся
к предмету проверки;
получать информацию, предоставление которой предусмотрено настоящим Федеральным законом и иными нормативными правовыми актами;
знакомиться с результатами мероприятий по контролю и
указывать в актах о своем ознакомлении, согласии или несогласии с ними, а также с отдельными действиями должностных
лиц органов государственного контроля (надзора);
обжаловать действия (бездействие) должностных лиц органов государственного контроля (надзора) в административном и
(или) судебном порядке в соответствии с законодательством
Российской Федерации.
2. Юридические лица и индивидуальные предприниматели
обеспечивают по требованию органа государственного контроля
(надзора) присутствие своих должностных лиц, ответственных
за организацию и проведение мероприятий по выполнению обязательных требований, и (или) своих представителей при проведении мероприятий по контролю.
Статья 14. Право юридических лиц и индивидуальных предпринимателей на возмещение убытков, понесенных при проведении государственного контроля (надзора)
1. Вред, причиненный юридическому лицу и индивидуальному
предпринимателю вследствие действий (бездействия) должностных лиц органов государственного контроля (надзора) при проведении государственного контроля (надзора), признанных в
порядке, установленном законодательством Российской Федерации, неправомерными, подлежит возмещению в соответствии с
гражданским законодательством.
2. При определении размера убытков, причиненных юридическому лицу или индивидуальному предпринимателю неправомерными действиями должностных лиц органа государственного контроля (надзора), также учитываются расходы юридического лица
или индивидуального предпринимателя, относимые на себестоимость продукции (работ, услуг) или на финансовые результаты
его деятельности, а также затраты, которые юридическое лицо
или индивидуальный предприниматель, чьи права нарушены, произвели или должны будут произвести для получения юридической
или иной профессиональной помощи.
223
Статья 15. Государственная защита прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении государственного контроля (надзора)
1. Защита прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении государственного контроля (надзора)
осуществляется в административном и (или) судебном порядке в
соответствии с законодательством Российской Федерации.
2. Заявления об обжаловании действий (бездействия) органов государственного контроля (надзора) и их должностных лиц
подлежат рассмотрению в порядке, установленном законодательством Российской Федерации.
3. Нормативные правовые акты, принятые органами государственного контроля (надзора) в нарушение законодательства
Российской Федерации, признаются недействительными полностью
или частично в порядке, установленном законодательством Российской Федерации.
Статья 16. Общественная защита прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении государственного
контроля (надзора)
Организации независимо от организационно-правовых форм
имеют право в соответствии с уставными документами осуществлять защиту прав и законных интересов юридических лиц и индивидуальных предпринимателей в порядке, установленном законодательством Российской Федерации.
Объединения юридических лиц и индивидуальных предпринимателей, а также иные некоммерческие организации вправе:
обращаться в органы прокуратуры с просьбами принести
протесты на противоречащие закону нормативные правовые акты
федеральных органов исполнительной власти, нормативные правовые акты органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации и нормативные правовые акты органов местного
самоуправления;
обращаться в суд в защиту прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей, в том числе в защиту прав неопределенного круга юридических лиц и индивидуальных предпринимателей.
Статья 17. Ответственность юридических лиц и индивидуальных
предпринимателей за нарушение настоящего Федерального закона
Юридические лица, их должностные лица, индивидуальные
предприниматели, их работники и их представители, допустившие нарушение настоящего Федерального закона, необоснованно
препятствующие проведению мероприятий по контролю и (или) не
исполняющие в установленный срок предписания, постановления
органов государственного контроля (надзора) об устранении
выявленных нарушений, несут ответственность в соответствии с
законодательством Российской Федерации.
Статья 18. Порядок вступления в силу настоящего Федерального
закона
224
1. Настоящий Федеральный закон вступает в силу со дня
его официального опубликования.
2. С момента введения в действие настоящего Федерального
закона нормативные правовые акты, действующие на территории
Российской Федерации, до приведения их в соответствие с настоящим Федеральным законом применяются в части, не противоречащей настоящему Федеральному закону.
3. Предложить Президенту Российской Федерации привести
свои нормативные правовые акты в соответствие с настоящим
Федеральным законом.
4. Поручить Правительству Российской Федерации привести
свои нормативные правовые акты в соответствие с настоящим
Федеральным законом.
Президент Российской Федерации
Москва, 8 августа 2001 г., N 134-ФЗ
ПЕРСОНАЛ
Должностные инструкции
Директор АЗС
Квалификационные требования — высшее инженерно техническое образование в области эксплуатации объектов
хранения и реализации нефтепродуктов.
В своей работе руководствуется: Законом РФ "О защите прав потребителей", правилами производственной санитарии, пожарной безопасности, инструкцией о порядке
приема, хранения, отпуска и учета нефтепродуктов на
АЗС, охраны труда, приказами и распоряжениями по компании, положением о деятельности АЗС, должностной инструкцией, правилами технической эксплуатации, инструкциями по технике безопасности, электробезопасности.
Директор АЗС:
Обеспечивает выполнение установленных плановых заданий по реализации нефтепродуктов, а также, если имеются сервис и магазин, по ремонту и техническому обслуживанию автомобилей, по выполнению плана товарооборота в магазине.
Ежедневно выборочно проверяет техническое состояние
оборудования АЗС, правильность дозы отпуска нефтепродуктов, соответствие производимого ремонта и технического обслуживания нормативно-технической документации, соответствие работы кафе и магазина законам, нормам и правилам РФ.
Принимает оперативные меры по устранению выявленных
нарушений.
225
Ведет учет метрологического оборудования, пожарного
инвентаря, обеспечивает их наличие в соответствии с
установленными нормами.
Контролирует своевременность и полноту технического
обслуживания и ремонта оборудования. Присутствует при
проверках.
Проводит инструктаж с работниками АЗС по Правилам
технической эксплуатации АЗС, Правилами пожарной безопасности, инструкции о порядке использования и проверки средств сигнализации, установленной в помещениях
АЗС и обеспечивает их строгое соблюдение.
Проводит воспитательную работу с персоналом АЗС по
повышению культуры обслуживания, соблюдению трудовой и
технологической дисциплины, предотвращению и пресечению случаев хищения собственности АЗС.
Осуществляет контроль работы постов технического
обслуживания.
Организует обучение сотрудников АЗС передовым методам работы ведения учета и отчетности.
Осуществляет контроль обязательного использованием
контрольно-кассовых аппаратов при отпуске нефтепродуктов, ремонте и техническом обслуживании автомобилей,
расчетов клиентов в кафе и магазине.
Совместно с отделом кадров компании осуществляет
подбор и расстановку персонала АЗС.
Директор АЗС имеет право:
Давать задания, указания и распоряжения работникам
АЗС по вопросам производственной деятельности и осуществлять контроль за их выполнением.
Представлять руководству компании предложения о назначении и перемещении работников АЗС.
Приостанавливать работу АЗС при неисправности оборудования, контрольно-измерительных приборов, а также
при поступлении материалов, не отвечающих техническим
условиям.
Пресекать нарушения трудовой и производственной
дисциплины.
Требовать от администрации компании своевременного
обеспечения АЗС необходимым оборудованием, инструментами, приспособлениями, технической документацией и
др. для нормального хода производственного процесса.
Директор АЗС несет ответственность:
226
- за бесперебойную и правильную эксплуатацию технического, инженерного оборудования, зданий и сооружений
по охране природы;
- за выполнение планов-графиков ремонта и испытания
оборудования;
- за выполнение планов-графиков по метрологической
проверке измерительных приборов, инструмента и оборудования;
- за регистрацию и предъявление Госэнергонадзору
подконтрольных объектов для проверки и испытаний;
- за соблюдение правил техники безопасности и пожарной безопасности;
- за внутренний трудовой распорядок и дисциплину;
- за качество и своевременность выполнения возложенных на него обязанностей.
Оператор автозаправочной станции
Осуществляет отпуск нефтепродуктов в установленном
ассортименте водителям автотранспортных средств.
В своей работе оператор АЗС руководствуется должностной инструкцией, правилами эксплуатации АЗС, инструкциями о порядке приема, хранения, отпуска и учета
нефтепродуктов на АЗС, а также инструкциями по технике
безопасности,
электробезопасности,
производственной
санитарии, пожарной безопасности, приказами и распоряжениями руководства АЗС.
При приеме и передаче смены оператор обязан:
- проверить наличие и сверить с записями в журналах
ремонта оттиски пломб на колонках;
- совместно со сменой, сдающей дежурство, произвести замеры нефтепродуктов в резервуарах, списать показания суммарных счетчиков топливно-раздаточных колонок;
- принять по описи оборудование, средства измерения, первичные средства пожаротушения и комплект тросов заземления, инструмент и другое имущество АЗС;
- заполнить совместно со сменой, сдающей отчет и
расписаться в нем;
- согласно Инструкции проверить исправность средств
тревожной и пожарной сигнализаций, установленных в помещении операторов;
- проверить работоспособность кассового аппарата
путем пробивания нескольких нулевых чеков. При проверке кассового аппарата выполняются следующие операции:
- проверить наличие и при необходимости заправить
чековую и контрольную ленты в кассовый аппарат;
227
- в начале и в конце смены ввести показания суммарных денежных счетчиков и записать их в журнале "Ежедневная
документация"
и
в
книгу
"Кассираоперациониста" (форма 2Н);
- к сменному отчету, передаваемому в бухгалтерию,
необходимо приложить чеки выведенных показаний суммарных денежных счетчиков;
- контрольная лента оформляется в начале и в конце
ленты подписями операторов дежурной смены. Контрольные
ленты хранятся в сейфе АЗС не менее 15 суток.
При выходе из строя кассового аппарата немедленно
сообщить в центр технического обслуживания, указав
причину отказа, сделать соответствующую запись в "Журнале вызова технических специалистов и регистрации выполненных работ" и до ввода в действие кассового аппарата выписывать потребителю приходный кассовый ордер,
поставив штамп АЗС, дату заправки и сумму покупки,
квитанцию выдавать потребителю,, а приходный ордер
сдавать со сменным отчетом.
Во время работы оператор обязан:
- получать от водителей транспортных средств талоны
на нефтепродукт, а при отпуске за наличный расчет пробивать чек на кассовом аппарате и выдавать его потребителю в качестве документа, подтверждающего договор
купли-продажи;
- до начала заправки разложить деньги по купюрам,
набрать дозу и включить колонку;
- следить за правильной организацией движения автомашин на АЗС, постановки автомашин у колонок и соблюдением водителями правил пожарной безопасности;
- после ремонта или проверки колонки проверять
пломбировку на соответствие утвержденной схеме и записям в журналах ремонта. Совместно со слесарем и мастером пломбировать облицовку ТРК и сделать запись в ремонтном журнале о приеме в эксплуатацию ТРК;
-не менее 1-го раза в сутки проверять погрешность
колонок по образцовому мернику. В случае превышения
допустимой погрешности, эксплуатацию колонок прекратить, сообщить электромеханику (директору), записать в
журнале учета ремонта причины остановки, показания
суммарного счетчика;
- своевременно подавать заявки на завоз нефтепродуктов в необходимом ассортименте;
- своевременно и правильно готовить денежную выручку и инкассацию.
228
При приеме-передаче смены имеющиеся на АЭС наличные
деньги передавать по смене и отражать в сменном отчете
в графе'"Передано по смене". Денежную выручку сдавать
в банк с деньгами, принятыми по смене.
При подготовке денежной выручки к инкассации в препроводительной ведомости указывать дату, ФИО операторов, работающих в смене, соответственно сменному отчету и ставить две подписи.
По мере накопления выручки производить подбор денег
по купюрам и связывать в пачки по 100 штук, упакованные пачки денег хранить в сейфе.
В случае нападения на АЭС одновременно с вызовом
работников вневедомственной охраны, немедленно по телефону вызвать сотрудников органов внутренних дел с
последующей передачей им письменных заявлений. Копии
заявлений регистрировать в журнале "Ежедневная документация" и передавать директору АЭС.
Предъявлять книгу предложений и замечаний по первому требованию клиентов.
При приеме нефтепродуктов оператор обязан:
- проверить исправность сливного оборудования, наличие свободной емкости резервуаров, соответствие ее
принимаемому количеству и сорту нефтепродукта;
проверить
соответствие
реквизитов
товарнотранспортной накладной фактическим данным (№ автоцистерны, марка нефтепродукта, количество, наличие подтоварной воды). Если автоцистерна поступает в опломбированном виде, проверить состояние и соответствие пломб,
указанных в накладной;
- отобрать пробу нефтепродукта из сливаемой автоцистерны с соответствующим оформлением согласно Инструкции по организации контроля качества на АЗК (АЭС);
- убедиться в герметичности подключения автоцистерны к резервуару и заземлению, закрыть крышкой замерную
трубу и производить слив с обязательным присутствием
до его окончания;
- во время слива прекратить заправку машин из этого
резервуара;
- после окончания слива проверить наличие остатка
нефтепродукта в автоцистерне. Произвести замер нефтепродукта в резервуаре, после чего оформить товарнотранспортную накладную;
- при несоответствии количества нефтепродукта, указанному в товарно-транспортной накладной, составить
229
акт по форме 12-НП и сделать соответствующие отметки
во всех экземплярах ТТН.
Оператор имеет право:
- требовать от администрации АЭС снабжения АЭС необходимым оборудованием, инвентарем, материалами и
спецодеждой;
- в случае появления сильной загазованности парами
бензина помещений АЭС приостановить работу и немедленно сообщить мастеру и директору (зам. директора) до
выяснения и устранения причин;
- требовать от водителей соблюдения правил пожарной
безопасности и соблюдения установленного порядка заправки машин;
- в случае повреждения оборудования АЭС, а также
нарушения правил технической эксплуатации составить
акт с участием свидетелей и передать его директору для
привлечения виновных к ответственности. Оператор несет
ответственность:
- за соблюдение правил трудового распорядка и производственной дисциплины на АЭС;
- запрещается представлять какую-либо информацию по
работе в отсутствие директора (заместителя директора);
- за сохранность личной плашки, зарегистрированной
на АЭС и предназначенной для пломбировки облицовки
ТРК, а также инкассаторских сумок;
- снабжения смены необходимой спецодеждой;
- приостанавливать выполнение работ на неисправном
оборудовании,
контрольно-измерительных
приборах,
а
также при использовании материалов, не отвечающих техническим условиям. Старший мастер смены несет ответственность:
- за качество ТО и ремонт легковых автомобилей;
- за качество и своевременное выполнение возложенных на него должностной инструкцией обязательств;
- за соблюдение правил трудового распорядка, производственной дисциплины и выполнение должностной Инструкции.
Начальник администратирного отдела
Квалификационные требования — средне специальное
образование и специальная подготовка по установленной
программе.
Выполняет обязанности секретаря директора, инспектора по кадрам, делопроизводителя.
Выполняет технические функции по обеспечению функциональных обязанностей директора. Получает необходи230
мые сведения от подразделений, вызывает по его поручению сотрудников. Организует телефонные переговоры директора, принимает и отправляет телефонограммы, записывает в его отсутствие принятые сообщения и доводит
до сведения руководителя их содержание. Осуществляет
работу по подготовке заседаний и совещаний, проводимых
директором. Ведет и оформляет протоколы. Обеспечивает
рабочие места сотрудников канцелярскими принадлежностями, средствами организационной техники. Печатает по
указанию различные материалы. Ведет делопроизводство
АЗС, принимает и отправляет корреспонденцию, осуществляет ее систематизацию и передает конкретным исполнителям, следит за сроками выполнения поручений, взятых
на контроль. Принимает документы в адрес АЗС. Организует прием посетителей. Содействует оперативности рассмотрения вопросов. Формирует дела в соответствии с
утвержденной номенклатурой. В соответствии с резолюцией директора передает документы на исполнение. Обеспечивает сохранность проходящей служебной документации.
Ведет учет личного состава АЗС и установленную документацию по кадрам. Оформляет прием, перевод и
увольнение сотрудников в соответствии с трудовым законодательством, положениями, инструкциями и приказами
генерального директора. Формирует и ведет личные дела
сотрудников, вносит в них изменения, связанные с трудовой деятельностью. Участвует в разработке перспективных и годовых планов по труду и кадрам. Подготавливает необходимые материалы для квалификационной и
аттестационной комиссий и представления сотрудников к
поощрениям и награждениям. Заполняет, учитывает и хранит трудовые книжки, производит подсчет трудового стажа, выдает справки о настоящей и прошлой трудовой деятельности сотрудников. Ведет учет предоставления отпусков сотрудникам, осуществляет контроль за составлением и соблюдением графиков очередных отпусков. Оформляет документы, необходимые для назначения пенсий сотрудникам Общества и их семьям. Ведет архив личных дел
и подготавливает документы по истечении установленных
сроков текущего хранения к сдаче на государственное
хранение. Осуществляет контроль за состоянием трудовой
дисциплины в подразделениях и соблюдением сотрудниками
правил внутреннего трудового распорядка. Ведетучет нарушений трудовой дисциплины и общественного порядка и
контролирует своевременность принятия администрацией
соответствующих мер. Составляет установленную отчетность о работе с кадрами. Ведет учет военнообязанных и
231
предоставляет установленную отчетность в соответствующие организации.
Начальник административного отдела должен знать:
положения и инструкции по ведению делопроизводства
на предприятии; основные положения Единой государственной системы делопроизводства;
стандарты унифицированной системы организационнораспорядительной документации; структуру Общества и
его подразделений;
порядок контроля за прохождением служебныхдокументов; правила внутреннего трудового распорядка; основы
научной организации труда; правила и нормы охраны труда, техники безопасности, производственной санитарии и
противопожарной защиты;
положения, инструкции и другие руководящие материалы и нормативные документы по учету личного состава,
оформлению пенсий, ведению и хранению трудовых книжек
и личных дел работников АЗС; действующее законодательство о приеме, переводе и увольнении сотрудников; порядок учета движения кадров и составления отчетности о
состоянии трудовой дисциплины; порядок установления
наименований профессий рабочих и должностей служащих,
общего и непрерывного стажа определенной работы; основы трудового законодательства; правила внутреннего
трудового распорядка.
Имеет право требовать выполнение правил внутреннего
распорядка АЗС всеми сотрудниками, выполнение должностных обязанностей сотрудниками, соблюдение коммерческой тайны сотрудниками.
Начальник административного отдела несет:
- ответственность за внутренний трудовой распорядок
и дисциплину;
- за качество и своевременность выполнения возложенных
на него обязанностей, а также несет ответственность
за
выполнение настоящей инструкции в соответствии с
законодательством РФ.
Мастер по оборудованию АЗС
Оладает соответствующим профессионально-техническим
образованием, и имеет удостоверение установленного образца поданной специальности.
В своей работе мастер руководствуется должностной
инструкцией, правилами эксплуатации АЗС, инструкциями
по технике безопасности, электробезопасности, произ232
водственной санитарии, пожарной безопасности, охраны
труда, приказами и распоряжениями по АЗС.
Обязан знать расположение и устройство ремонтируемого оборудования АЗС, резервуаров, ТРК, трубопроводов
и приборов, правила регулирования оборудования АЗС,
способы устранения дефектов в процессе ремонта, сборки
и испытания оборудования и приборов, устройство, назначение
и
правила
применения
контрольноизмерительного инструмента, физические и химические
свойства нефтепродуктов и др. материалов, используемых
в работе.
Производить текущий ремонт и регламентную профилактику электрооборудования ТРК, предохранительных клапанов резервуаров, осветительной аппаратуры и систем
молниезащиты и заземления.
Соблюдать технологическую последовательность и организацию работ при ремонте оборудования.
Своевременно и правильно вести техническую документацию.
Следить за:
- исправностью средств пожаротушения и их готовностью к немедленному использованию;
- за кабельными приямками, подвальными пространствами, колодцами, разводками трубопроводов и др. местами, где возможно скопление паров бензина.
При проливе н/продуктов во время слива или отпуска
потребителям своевременно засыпать песком места пролива н/продукта.
Следить за соединениями эл. проводов, исключая какую-либо возможность искрения.
Очищать от мусора и льда все колодцы и приямки производственно-дождевой канализации. Следить за своевременной уборкой от снега сооружений, оборудования и
площадки АЗС.
В аварийных ситуациях обязан немедленно сообщить
соответствующим службам и своему руководству о положении на АЗС и приступить к устранению последствий аварии.
Мастер по оборудованию АЗС имеет право требовать от
администрации:
- обеспечение АЗС необходимым оборудованием, инструментом, инвентарем, материалами, документацией и
спецодеждой;
- остановки оборудования АЗС при нарушении правил
его эксплуатации и пломбировки;
- отказаться от выполнения работы при наличии опасных для здоровья или жизни условий труда;
233
- от водителей-сливщиков нефтепродуктов - соблюдения правил пожарной безопасности.
В случае повреждения оборудования, а также нарушения правил технической эксплуатации составить акт с
участием свидетелей и передать его директору для привлечения виновных к ответственности в установленном
порядке.
Мастер по оборудованию АЗС несет ответственность:
- за техническое состояние оборудования в соответствии с утвержденной технической документацией;
- за производство работ без записи в ремонтном журнале;
- за состояние пломбировки ТРК и превышение допустимой погрешности дозы отпуска;
- за соблюдение правил трудового распорядка, производственной дисциплины и выполнение установленных норм
распорядка функционирования АЗС.
Слесарь по оборудованию АЗС
Оладает соответствующим профессионально-техническим
образованием, и имеет удостоверение установленного образца поданной специальности.
Должен иметь квалификацию электромонтера не ниже 3
группы.
В своей работе слесарь по оборудованию АЗС руководствуется должностной инструкцией, правилами эксплуатации АЗС, инструкциями по технике безопасности, электробезопасности, производственной санитарии, пожарной
безопасности, охраны труда, приказами и распоряжениями
по АЭС.
Слесарь по оборудованию АЗС обязан знать расположение и устройство ремонтируемого оборудования АЗС, резервуаров, ТРК, трубопроводов и приборов, правила регулирования оборудования АЗК, способы устранения дефектов в процессе ремонта, сборки и испытания оборудования и приборов, устройство, назначение и правила
применения контрольно-измерительного инструмента, физические и химические свойства нефтепродуктов и др.
материалов, используемых в работе.
Производить текущий ремонт и регламентную профилактику электрооборудования, ТРК, предохранительных клапанов резервуаров, осветительной аппаратуры и систем
молниезащиты и заземления.
Соблюдать технологическую последовательность и организацию работ при ремонте оборудования.
Своевременно и правильно вести техническую документацию.
234
Следить:
- за исправностью средств пожаротушения и их готовностью к немедленному использованию;
- за кабельными приямками, подвальными пространствами,
колодцами, разводками трубопроводов и др. местами,
где возможно скопление паров нефтепродуктов.
При проливе нефтепродуктов во время слива или их
отпуска потребителям своевременно засыпать песком.
Следить за соединениями электропроводов, исключив
какую-либо возможность искрения.
Очищать от мусора и льда все колодцы и приямки производственно-дождевой канализации. Следить за своевременным очищением от снега сооружения, оборудования и
площадки АЗС.
В аварийных ситуациях немедленно сообщать соответствующим службам и руководству о положении на АЗС и
приступить кустра-нению последствий аварии.
Слесарь по оборудованию АЗК имеет право требовать
от администрации:
- снабжения АЗС необходимым оборудованием, инструментом, инвентарем, материалами, документацией и спецодеждой;
- остановки оборудования АЗС при нарушении правил
его эксплуатации и пломбировки;
- отказаться от выполнения работы при наличии опасных для здоровья или жизни условий труда;
- от водителей-сливщиков нефтепродуктов - соблюдения правил пожарной безопасности;
- в случае повреждения оборудования, а также нарушения правил технической эксплуатации - составить акт
(с участием свидетелей) и передать его директору для
привлечения виновных к ответственности в установленном
порядке. Он несет ответственность:
- за техническое состояние оборудования в соответствии с утвержденной технической документацией;
- за производство работ без записи в ремонтном журнале;
- за состояние пломбировки ТРК и превышение допустимой погрешности дозы отпуска;
- за соблюдение правил трудового распорядка, производственной дисциплины и выполнения установленных норм
распорядка функционирования АЗС.
Уборщик служебных помещений
Уборщик должен знать: правила санитарии и гигиены
по содержанию помещений; устройство и назначение об235
служиваемого оборудования и приспособлений; правила
уборки; концентрацию моющих и дезинфицирующих средств
и правила безопасного пользования ими; правила эксплуатации санитарно-технического оборудования.
Уборщик производит уборку служебных помещений административных зданий, коридоров, лестниц, санузлов, общественных туалетов. Очистку урн от бумаги и промывка
их дезинфицирующими растворами. Сбор мусора. Соблюдение правил санитарии и гигиены в убираемых помещениях.
Уборщик служебных помещений имеет право требовать
от администрации снабжения необходимым оборудованием,
инструментом, инвентарем, материалами, спецодеждой, а
также выполнения требований в соответствии с Конституцией и действующим законодательством России.
Уборщик несет ответственность:
- за сохранность оборудования;
- за надлежащее производство работ и обязан соблюдать правила трудового распорядка, производственной
дисциплины и выполнение должностной Инструкции.
Правила работы с персоналом в организациях нефтепродуктообеспечения Российской Федерации. Утв. приказом Минэнерго РФ от 17 июня 2003 г. N 225.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
ровки
13.
14.
15.
Введение
Термины и определения
Обязанности и ответственность
Общие положения
Организационные требования
Подготовка по новой должности
Стажировка
Проверка знаний норм и правил
Дублирование
Допуск к самостоятельной работе
Инструктажи по безопасным приемам и методам труда
Контрольные противоаварийные и противопожарные трениСпециальная подготовка
Повышение квалификации
Обходы и осмотры рабочих мест
Приложение 1.Протокол проверки знаний
Приложение 2. Форма журнала учета проверки знаний норм,
правил,
инструкций
Приложение 3. Положение об удостоверении по проверке знаний
норм и
правил работника организации нефтепродуктообеспечения
Приложение 4. Примерный перечень вопросов вводного инструктажа
Приложение 5. Форма журнала регистрации вводного инструктажа
Приложение 6. Примерный
перечень
основных
вопросов
первичного
инструктажа на рабочем месте
1. Введение
236
1.1. Настоящие Правила разработаны с учетом социальной
значимости организаций нефтепродуктообеспечения, потенциальной опасности используемого на них оборудования и устройств
для обслуживающего персонала, на основании и в соответствии
с действующим законодательством Российской Федерации. В Правилах учтены требования существующих норм, правил, государственных стандартов и других нормативных документов.
1.2. Настоящие Правила являются руководящим документом
для персонала организаций нефтепродуктообеспечения независимо от их организационно-правовой формы и формы собственности, осуществляющих проектирование, эксплуатацию, ремонт,
наладку, испытание, организацию и контроль работы оборудования, зданий и сооружений, входящих в состав объекта нефтепродуктообеспечения, а также выполняющих другие виды работ в
условиях действующего объекта нефтепродуктообеспечения.
Правилами могут руководствоваться и другие организации,
имеющие в своем составе объект (объекты) нефтепродуктообеспечения.
1.3. При организации работы с персоналом согласно Федеральному закону "Об основах охраны труда в Российской Федерации" (Сборник законодательства Российской Федерации, 1999,
N 29, ст.3702) надлежит исходить из принципа государственной
политики о признании и обеспечении приоритета жизни и здоровья работников по отношению к результатам трудовой деятельности.
1.4. В Правилах изложены требования к формам и содержанию деятельности организаций по обеспечению и постоянному
контролю готовности работников к выполнению возложенных на
них функций, а также непрерывному повышению их квалификации.
1.5. Требования настоящих Правил должны содержаться в
инструкциях
и
положениях,
а
также
в
организационнораспорядительных документах, действующих в организациях,
осуществляющих операции по транспортировке, приему, хранению, реализации и использованию (в том числе на собственные
нужды) нефтепродуктов (в том числе отработанных).
2. Термины и определения
В целях настоящих Правил используются следующие термины
и определения:
- руководитель организации - лицо, осуществляющее прямое
управление организацией независимо от форм собственности
(далее в тексте Правил - руководитель организации). Собственник имущества организации, осуществляющий непосредственное прямое управление своей организацией, относится к категории "руководитель организации";
- руководящие работники организации - лица, назначенные
в установленном порядке в качестве заместителей руководителя
организации, с определенными административными функциями и
направлениями работы, имеющие право в пределах своих полномочий без доверенности осуществлять действия от имени организации, представлять ее интересы в любых инстанциях, вклю-
237
чая и судебные (главный инженер, вице-президент, технический
директор, заместитель директора и др);
- объект нефтепродуктообеспечения - имущественный комплекс, используемый субъектом хозяйствования для осуществления деятельности по обеспечению нефтепродуктами потребителей;
- структурное подразделение организации (в тексте Правил
сокращенно - "структурное подразделение") - учрежденный организацией орган управления частью организации с самостоятельными функциями, задачами и ответственностью, однако не
обладающий полными признаками организации;
- руководитель структурного подразделения - лицо, заключившее трудовой договор (контракт) с руководителем организации или назначенное им для управления деятельностью структурного подразделения (начальник, мастер, заведующий и т.п.)
и его заместители;
- управленческий персонал и специалисты - категория работников, обеспечивающая административное и технологическое
сопровождение деятельности организации;
- оперативный персонал - категория работников, непосредственно воздействующих на органы управления технологических
установок и (или) оборудования и осуществляющих управление и
обслуживание этими установками и (или) оборудованием в смене;
- оперативные руководители - категория работников из
числа оперативного персонала, осуществляющие оперативное руководство в смене работой закрепленных за ними объектов
(участков, цехов и т.п.) и подчиненным ему персоналом;
- оперативно-ремонтный персонал - категория работников
из числа ремонтного персонала с правом непосредственного
воздействия на органы управления технологического оборудования;
- ремонтный и наладочный персонал - категория работников, связанных с техническим обслуживанием, ремонтом, наладкой и испытанием технологических установок и (или) оборудования;
- вспомогательный персонал - категория работников вспомогательных профессий, выполняющих работу в зоне действующих
технологических установок и (или) оборудования;
- другие специалисты, служащие и рабочие - категория работников, не находящаяся в зоне действующих технологических
установок и (или) оборудования и не связанных с их обслуживанием;
- технологическая установка - комплекс взаимосвязанного
оборудования и сооружений, предназначенный для осуществления
приема, транспортировки, хранения, переработки, отпуска,
реализации или потребления нефтепродуктов;
- технологическое оборудование - техническое средство
для осуществления технологического процесса;
- рабочее место - место, где работник должен находиться
или куда ему необходимо следовать в связи с его работой и
238
которое прямо или косвенно находится под контролем работодателя;
- работа с персоналом - форма производственной деятельности организации, обеспечивающая поддержание необходимого
профессионального образовательного уровня персонала для выполнения им производственных функций, определенной работы
или группы работ;
- стажировка - практическое освоение непосредственно на
рабочем месте навыков выполнения работы или группы работ,
приобретенных при профессиональной подготовке;
- дублирование - управление технологической установкой
или несение других функций на рабочем месте, исполняемые под
наблюдением лица, ответственного за подготовку дублера;
- специальная подготовка - форма поддержания квалификации работника путем его систематической тренировки в управлении производственными процессами на учебно-тренировочных
средствах, формирования его знаний, умения и навыков, проработки организационно-распорядительных документов и разборки
технологических нарушений, пожаров и случаев производственного травматизма;
- повышение квалификации - одна из форм дополнительного
повышения образовательного уровня персонала, осуществляемая
путем систематического самообразования, проведения производственно-экономической учебы, краткосрочного и длительного
периодического обучения в соответствующих образовательных
учреждениях;
- пожарно-технический минимум - необходимый минимальный
объем знаний работника по пожарной безопасности с учетом
особенностей технологического процесса, средств и методов
борьбы с пожарами;
3. Обязанности и ответственность
3.1. Руководитель организации обязан организовать работу
с персоналом согласно законодательству Российской Федерации
и настоящим Правилам.
3.2. Права, обязанности и ответственность руководящих
работников организации, руководителей структурных подразделений по выполнению норм и правил, установленных соответствующими государственными органами, в том числе по работе с
персоналом, определяются распорядительными документами.
3.3. Другие категории персонала, включая и рабочих, осуществляют свои права, обязанности и несут ответственность в
соответствии с должностными и квалификационными инструкциями, инструкциями на рабочих местах и инструкциями по охране
труда согласно законодательству Российской Федерации.
3.4. Работа с персоналом в каждой организации должна
осуществляться на принципах единоначалия.
Ответственным за работу с персоналом является руководитель организации или лицо из числа руководящих работников
организации, которому руководитель организации передает эту
функцию и права.
239
В случае передачи руководителем организации своих прав и
функций по работе с персоналом лицу из числа руководящих работников, все решения, которые принимаются согласно настоящим Правилам, может принимать это должностное лицо.
3.5. Контроль за исполнением требований настоящих Правил
осуществляет государственный энергетический надзор Минэнерго
России (далее - Госэнергонадзор).
4. Общие положения
4.1. Работа с персоналом является одним из основных направлений в деятельности организации, ее структурных подразделений.
4.2. В работе с персоналом должны учитываться особенности рабочего места, сложность и значение обслуживаемых установок и (или) оборудования и профессиональная подготовка работника.
4.3. Проведение первичных и периодических проверок знаний персонала норм и правил по охране труда (далее ПОТ),
правил технической эксплуатации (далее - ПТЭ), правил пожарной безопасности (далее - ППБ) и других норм и правил осуществляется организацией в порядке, установленном настоящими
Правилами.
4.4 Проверка знаний вновь назначенных руководителей, руководящих работников и специалистов проводится не позднее
одного месяца после назначения на должность.
Проверка знаний ПОТ, ПТЭ, ППБ и других государственных
норм и правил, а также периодическая проверка знаний руководителей организаций и руководителей структурных подразделений нефтепродуктообеспечения, принимающих на себя прямое руководство за проведением работ непосредственно на рабочих
местах, участках и цехах проводится в региональных комиссиях
органов Госэнергонадзора.
4.5. Обязательные формы работы с различными категориями
работников:
4.5.1. С руководящими работниками организации:
- вводный инструктаж по безопасности труда;
- проверка знаний в органах Госэнергонадзора ПОТ, ПТЭ,
ППБ и других государственных норм и правил;
- специальная профессиональная подготовка (для руководителей, непосредственно принимающих решения по операциям с
нефтепродуктами);
- профессиональное дополнительное образование для непрерывного повышения квалификации.
4.5.2. С руководителями структурных подразделений:
- вводный и целевой инструктаж по безопасности труда;
- проверка знаний в учреждениях Госэнергонадзора ПОТ,
ПТЭ, ППБ и других государственных норм и правил;
- профессиональное дополнительное образование для непрерывного повышения квалификации.
4.5.3. С управленческим персоналом и специалистами:
- вводный и целевой инструктаж по безопасности труда;
240
- проверка знаний ПОТ, ПТЭ, ППБ и других государственных
норм и правил;
- пожарно-технический минимум;
- профессиональное дополнительное образование для непрерывного повышения квалификации.
4.5.4. С оперативными руководителями, оперативным и оперативно-ремонтным персоналом:
- вводный, первичный на рабочем месте, повторный, внеплановый и целевой инструктажи по безопасности труда, а также инструктаж по пожарной безопасности;
- подготовка в объеме занимаемой должности или профессии
с обучением на рабочем месте (стажировка);
- проверка знаний ПОТ, ПТЭ, ППБ и других государственных
норм и правил;
- дублирование и взаимозаменяемость;
- специальная подготовка;
- контрольные противоаварийные и противопожарные тренировки;
- профессиональное дополнительное образование для непрерывного повышения квалификации.
4.5.5. С ремонтным персоналом:
- вводный, первичный на рабочем месте, повторный, внеплановый и целевой инструктажи по безопасности труда, а также инструктаж по пожарной безопасности;
- подготовка по новой должности или профессии с обучением на рабочем месте (стажировка);
- проверка знаний ПОТ, ПТЭ, ППБ и других государственных
норм и правил;
- специальная подготовка;
- профессиональное дополнительное образование для непрерывного повышения квалификации.
4.5.6. Со вспомогательным персоналом:
- вводный, первичный на рабочем месте, повторный, внеплановый и целевой инструктажи по безопасности труда;
- проверка знаний ПОТ, ПТЭ, ППБ и других государственных
норм и правил;
- пожарно-технический минимум;
- профессиональное дополнительное образование для непрерывного повышения квалификации.
4.5.7. С другими специалистами, служащими и рабочими:
- вводный и целевой инструктажи по безопасности труда;
- пожарно-технический минимум;
- проверка знаний ПОТ, ПТЭ, ППБ;
- профессиональное дополнительное образование для непрерывного повышения квалификации.
4.6. При заключении договора с руководящими работниками
организаций, руководителями структурных подразделений, лицами из числа управленческого персонала и специалистами руководитель организации должен ознакомить эту категорию работников:
- с состоянием условий труда и производственной обстановкой на вверенном ему участке работы организации;
241
- с состоянием средств защиты рабочих от воздействия
опасных и вредных производственных факторов;
- с причинами производственного травматизма и профзаболеваемости;
- с необходимыми мероприятиями по охране труда, а также
с руководящими материалами и должностными обязанностями по
охране труда.
4.7. Работа с лицами, совмещающими профессии (должности), ведется в полном объеме по их основной и совмещаемой
профессии (должности).
4.8. Руководитель организации в соответствии с законодательством Российской Федерации обязан организовать проведение предварительных (при поступлении на работу) и периодических (в течение трудовой деятельности) медицинских осмотров
работников организации, занятых на работах с вредными веществами, опасными и неблагоприятными производственными факторами.
4.9. Перечень вредных производственных факторов и работ,
при выполнении которых проводятся предварительные и периодические медицинские осмотры, и порядок их проведения определяются нормативными актами соответствующих федеральных органов исполнительной власти Российской Федерации.
4.10. Руководитель организации в соответствии с законодательством не имеет права допускать работников к выполнению
трудовых обязанностей, не прошедших обучение, инструктаж,
стажировку, проверку знаний, обязательных медицинских осмотров, а также в случае медицинских противопоказаний.
4.11. Подготовка, профессиональное дополнительное образование работников для строящихся, расширяемых, реконструируемых и технических перевооружаемых объектов должна осуществляться с опережением сроков ввода этих объектов. При определении продолжительности подготовки должны учитываться
теоретическое и практическое обучение (в том числе стажировка на действующих объектах нефтепродуктообеспечения), участие в пусконаладочных работах вводимых установок и (или)
оборудования объекта.
5. Организационные требования
5.1. В каждой организации нефтепродуктообеспечения должен быть разработан порядок проведения работы с персоналом,
согласован с органами Госэнергонадзора и утвержден руководителем организации. При необходимости он должен быть согласован также с другими органами государственного надзора и контроля, правила и нормы которых распространяются на организации нефтепродуктообеспечения.
5.2. Для обеспечения требуемого профессионального образовательного уровня подготовки персонала организации нефтепродуктообеспечения могут организовывать функционирование
специализированных
образовательных
учреждений
(учебнокурсовой комбинат, центр (пункт) тренажерной подготовки и
т.п.).
242
Учреждения для подготовки персонала должны быть оборудованы полигонами, учебными классами, оснащены техническими
средствами обучения и тренажа, укомплектованы кадрами и
иметь возможность привлекать к преподаванию высококвалифицированных специалистов.
5.3. В каждой организации должна быть создана техническая библиотека, а также обеспечена возможность персоналу
пользоваться учебниками, учебными пособиями и другой технической литературой, относящейся к профилю деятельности организации, а также нормативно-техническими документами.
5.4. При отсутствии собственных специализированных образовательных учреждений, а также малочисленным организациям,
где создание материально-технической учебно-производственной
базы затруднено, допускается проводить работу по повышению
профессионального образовательного уровня персонала по договору со специализированным учебным центром или в образовательных организациях, аккредитованных в Минэнерго России,
располагающими такими базами.
6. Подготовка по новой должности
6.1. К подготовке по новой должности допускаются лица с
профессиональным образованием, а по управлению технологическими установками также и с соответствующим опытом работы.
6.2. Лица, не имеющие соответствующего профессионального
образования или опыта работы, как вновь принятые, так и переводимые на новую должность, должны пройти обучение.
6.3. Подготовка персонала по новой должности проводится
по планам и программам, утверждаемым руководителем организации и согласованным с органами Госэнергонадзора.
В зависимости от категории персонала в программах обучения должны учитываться требования, изложенные в разделе 4
настоящих Правил.
6.4. Программа подготовки оперативных руководителей
должна предусматривать их стажировку, проверку знаний (далее
- проверку), дублирование, кратковременную самостоятельную
работу на рабочих местах, в том числе:
Заместителей главного инженера;
Начальников производственно-технических отделов и их заместителей;
Главных специалистов;
Ведущих и старших инженеров, инженеров всех специальностей и наименований;
Начальников: цехов, лабораторий, участков, смен, и их
заместителей;
Начальников: АЗС, линейных производственных диспетчерских и перекачивающих (насосных) станций;
6.5. Подготовка перечисленных оперативных работников
проводится по индивидуальным программам. Необходимость и
длительность каждого этапа подготовки устанавливается в зависимости от уровня профессионального образования, технических знаний, стажа практической работы по смежным должно-
243
стям, занимаемой должности перед допуском к подготовке по
новой должности и с учетом технической сложности объекта.
7. Стажировка
7.1. Стажировка проводится под руководством ответственного обучающего лица для категории персонала, указанной в
разделе 4 Правил.
7.2. Стажировка осуществляется по программам, разработанным для каждой должности и рабочего места и утвержденным
в установленном порядке. Продолжительность стажировки должна
быть 2 - 14 смен.
Руководитель организации или подразделения может освобождать от стажировки работника, имеющего стаж по специальности не менее 3 лет, если характер его работы и тип оборудования, на котором он работал ранее, не меняется.
7.3. Допуск к стажировке оформляется распорядительным
документом (приказом, указанием) руководителя организации
или структурного подразделения. В документе указываются календарные сроки стажировки и фамилии лиц, ответственных за
ее проведение.
7.4. Продолжительность стажировки устанавливается индивидуально в зависимости от уровня профессионального образования, опыта работы, профессии (должности) обучаемого.
7.5. В процессе стажировки работник должен:
- усвоить ПТЭ, ПОТ, ППБ и их прак