Нормативные документы в сфере деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору

Серия 08

Документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности

Выпуск 38

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ

«ИНСТРУКЦИЯ ПО ЛИКВИДАЦИИ ВОЗМОЖНЫХ АВАРИЙ НА ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ»

2018

Нормативные документы в сфере деятельности Федеральной службы но экологическому, технологическому и атомному надзору

Серия 08

Документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и тазовой промышленности

Выпуск 38

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ «ИНСТРУКЦИЯ ПО ЛИКВИДАЦИИ ВОЗМОЖНЫХ АВАРИЙ НА ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ»

Москва ЗАО НТЦПБ 2018

3. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЗАИМОДЕЙСТВИЮ С ОРГАНИЗАЦИЯМИ - ВЛАДЕЛЬЦАМИ КОММУНИКАЦИЙ, ПРОХОДЯЩИХ в одном ТЕХНИЧЕСКОМ КОРИДОРЕ, ЗЕМЛЕВЛАДЕЛЬЦАМИ, АДМИНИСТРАТИВНЫМИ И НАДЗОРНЫМИ ОРГАНАМИ

3.1.    В целях качественного проведения мероприятий по ликвидации аварии, а также для наращивания усилий при введении режима повышенной готовности ЭО организует взаимодействие с органами исполнительной власти субъекта Российской Федерации и органами местного самоуправления, осуществляющими полномочия на соответствующей территории.

3.2.    Взаимодействующим органам управления, при решении совместных задач, рекомендуется:

знать обстановку в районе ППМТ и постоянно уточнять данные о ликвидации аварии на П П МТ;

правильно понимать замысел руководителя работ по ликвидации аварии и задачи совместно проводимых мероприятий;

поддерживать между собой непрерывную связь и осуществлять взаимное информирование;

согласовывать вопросы управления и всех видов обеспечения; докладывать о сложившейся обстановке руководителю проведения работ по ликвидации аварии.

3.3.    Взаимодействие с органами исполнительной власти субъекта Российской Федерации и органами местного самоуправления организуется по вопросам:

создания группировки сил и средств, определения их численности, порядка обеспечения техникой, материальными и техническими ресурсами;

оповещения об угрозе и возникновении PH и организации взаимного информирования об обстановке;

выделения сил и средств для ведения АСДНР, порядка их вызова; использования зон эвакуации, транспортных средств и средств связи;

организации проведения медицинского, тылового и технического обеспечения;

планирования совместных действий с органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации по защите населения, территории, объектов экономики, расположенных в зоне PH;

согласования планов действий с соседними субъектами Российской Федерации (муниципальными образованиями).

3.4.    Направление в зону PH авиационной техники, специальной автомобильной техники, сил и средств спасательных центров, поисково-спасательных служб, средств связи к ликвидации PH может осуществляться по решению органов местного самоуправления и органов исполнительной власти субъекта Российской Федерации.

3.5.    Органы местного самоуправления обеспечивают оперативное оповещение и связь с администрацией органов исполнительной власти субъекта Российской Федерации (муниципального образования) в районах, на территории которых произошел PH.

3.6.    Структурные подразделения ЭО, ответственные за подготовку и представление информации, сроки и формы представления информации определяются порядком сбора и обмена информацией в области защиты от разливов нефти/нефтспродуктов на ППМТ, введенным приказом руководителя ЭО.

3.7.    В целях обеспечения оперативности принятия мер по предупреждению и ликвидации аварий на ППМТ разрабатываются схемы оповещения при PH.

3.8.    Схемы оповещения (с номерами телефонов) при PH на ППМТ хранятся в подразделениях ЭО, которые определяются в порядке, установленном в ЭО.

3.9.    В схеме оповещения при PH ЭО указываются номера телефонов:

диспетчера ЭО; председателя КЧС ПБЭО; заместителей председателя КЧС ПБ ЭО; членов КЧС ПБ ЭО; службы безопасности ЭО;

службы, эксплуатирующие ППМТ; оперативных дежурных службы охраны; персонала узлового пункта управления связи ЭО; территориального органа Ростехнадзора; территориального органа Росморречфлот (при согласовании ими ПЛРН);

территориального органа Росрыболовства (при согласовании ими ПЛРН);

территориального органа Росприроднадзора;

ЕДДС органа местного самоуправления; отдела внутренних дел;

ПАСФ(НАСФ);

службы скорой медицинской помощи, в зоне ответственности которой может произойти PH;

диспетчеров ЕДДС сторонних организаций, в зоне ответственности которых может произойти PH.

3.10.    Порядок взаимодействия организации — владельца ППМТ и организаций — владельцев коммуникаций технического коридора определяется в соответствии с Правилами охраны магистральных трубопроводов, утвержденными Минтопэнерго России 29 апреля 1992 г., и постановлением Госгортехнадзора России от 22 апреля 1992 г. № 9.

3.11.    В ПМЛЛА, ПЛРН на ППМТ также отражаются вопросы взаимодействия эксплуатирующей организации с организациями — владельцами коммуникаций, проложенных в одном техническом коридоре с ППМТ, а также с территориальными органами Федерального агентства водных ресурсов.

3.12.    Организациям — владельцам коммуникаций, проложенных в едином техническом коридоре с ППМТ, рекомендуется иметь копии разделов из ПМЛЛА, ПЛРН на ППМТ эксплуатирующей организации, предусматривающие меры по недопущению повреждений их коммуникаций при АВР на ППМТ.

3.13.    В аварийных ситуациях, требующих безотлагательных мер для их устранения, предусматривается возможность приступать

к АВР без предварительного согласования с заинтересованными организациями, приняв меры к обеспечению сохранности соседних коммуникаций технического коридора во время производства работ па ППМТ с сообщением (оповещением) о проведении АВР всем заинтересованным организациям.

3.14. Форма и сроки предоставления докладов об аварийных ситуациях осуществляются согласно требованиям, установленным в ЭО.

4. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОВЕДЕНИЮ РАБОТ ПО ОБНАРУЖЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ И ИХ ПОСЛЕДСТВИЙ НА ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

4Л. Обнаружение места аварии

4.1.1.    При поступлении сообщения об аварии (появлении нефти/ нефтепродуктов на водной поверхности, берегах водного объекта), диспетчер ЭО останавливает перекачку нсфти/нефтспро-дуктов, закрывает секущие задвижки участка предполагаемого выхода нефти/нефтепродуктов и направляет на место расположения П П МТ патрульную группу для определения места выхода нефти/ нефтепродуктов, уточнения повреждения резервной или основной нитки ППМТ, изучения ситуации.

4.1.2.    При аварии на ППМТ многониточного трубопровода (основная, резервная нитка) диспетчер ЭО останавливает перекачку нефти/нефтепродуктов, обеспечивает отключение ППМТ закрытием береговых задвижек (в режиме телеуправления или силами персонала ЛАЭС, ЦРС, ПАСФ (НАСФ)) и запорной арматуры на линейной части в соответствии с технологическим регламентом ЭО. Перекачка по иным трубопроводам нефти/нефтепродуктов возобновляется после определения неисправной нитки ППМТ.

4.1.3.    Диспетчеру ЭО, получившему сообщение об аварии, рекомендуется незамедлительно приступить к извещению об аварии в соответствии с утвержденными в ЭО схемами оповещения, организовать контроль за выездом патрульной группы, ЛАЭС, ЦРС, ПАСФ(НАСФ).

4.1.4.    При поступлении сигнала о выходе нефти/нефтепродук-та на ППМТ организуется сбор патрульной группы с целью подтверждения информации о выходе нефти/нефтепродуктов и сбор бригад ЛАЭС, ЦРС, ПАСФ (НАСФ) для локализации и ликвидации разлива нефти/нефтепродуктов.

Выезд бригад ЛАЭС, ЦРС, ПАСФ (НАСФ) рекомендуется осуществлять незамедлительно после их сбора.

4.1.5.    Патрульная группа, выезжающая на контрольный осмотр ППМТ, обеспечивается СИЗ, сигнальными знаками для ограждения места разлива нефти/нефтепродуктов, необходимым оборудованием в соответствии с ПЛ PH на ППМТ и ПМЛЛА.

Патрульная группа, прибывшая на место аварии: уточняет обстановку (место и характер истечения нефти, площадь загрязнения, объем разлива, направление распространения разлива нефти, замер загазованности;

определяет скорость течения, ширины водотока; передает информацию руководителю работ по Л PH; организовывает поиск головы пятна и выбор рубежа локализации; на выбранных местах рубежей локализации определяет скорость течения, ширину водотока;

принимает (при необходимости) меры по отключению ЭХЗ на расстоянии 10 км по обе стороны от места аварии, линий ВЛ сторонних организаций, обеспечивает автономным резервным источником электроснабжения для нужд Л PH;

принимает меры по защите людей, оказавшихся в зоне аварии, вызов, при необходимости, скорой помощи и доставку пострадавших в ближайшую больницу;

обозначает территорию, залитой нефтью, сигнальными знаками и предупредительными плакатами, выставляет посты;

выполняет первоначальные меры по локализации разлива нефти.

4.1.6.    При обнаружении следов выхода нефти/нефтепродуктов на поверхность патрульной группе рекомендуется:

сообщить о месте (близость к дорогам, населенным пунктам), характере выхода нефти/нефтепродуктов диспетчеру ЭО, начальнику ЛИДС (НПС);

оградить место аварии знаками, запрещающими приближение людей и техники;

определить состояние подъездов к руслу реки с целью определения места установки БЗ;

сообщить диспетчеру ЭО или руководству Л ПДС (НПС) уточненный маршрут к месту аварии;

действовать по прибытии аварийных бригад в их составе согласно ПМЛЛА и ПЛРН.

4.1.7.    Обнаружение точного места дефекта в пойменной части ППМТ при малых утечках может производиться с помощью тече-искателей.

4.1.8.    В ПМЛЛА и ПЛРН для каждого ППМТ приводятся зоны возможного распространения нефтяного/нефтепродуктового загрязнения и даются рекомендации по локализации и сбору разлившейся нефти/ нефтепродуктов с поверхности реки или водоема.

4.2. Подготовительные работы

Подготовительные работы и мероприятия выполняются в соответствии с утвержденным ПМЛЛА и ПЛРН, инструкциями по эксплуатации используемых технических средств, а также требованиями безопасности, установленными в действующих нормативных документах.

4.3. Освобождение аварийного участка подводною перехода от нефти, нефтепродуктов и заполнение его водой

4.3.1. Порядок вытеснения нефти/нефтепродуктов из поврежденного ППМТ выбирается в зависимости от места и характера повреждения ППМТ, наличия узлов пуска и приема СОД, профиля трассы ППМТ.

4.3.2.    Мероприятия по вытеснению нефти/нефтепродуктов из П П МТ в зависимости от обстоятельств и местных условий на месте аварии включают:

определение мест подключения задвижек (вантузов) для откачки нефти/нефтепродуктов из ППМТ и закачки в него воды;

способы сбора и транспортировки вытесненной нефти/нефтепродуктов из трубопровода и подачи воды в трубопровод;

выбор и подготовка мест отбора воды из реки для закачки в трубопровод ППМТ;

выбор схемы подачи воды;

определение схемы обвязки передвижных насосных агрегатов для откачки (и закачки) нефти/нефтепродуктов и закачки воды в трубопровод;

определение мест запасовки и приема поршней-разделителей при вытеснении нефти/нефтепродуктов;

определение количества оборудования и материалов для монтажа временного полевого трубопровода;

порядок монтажа испытания на прочность и герметичность собранного временного полевого трубопровода;

порядок врезки задвижек для откачки и закачки нефти/нефтепродуктов и закачки воды в трубопровод П П МТ;

порядок проверки, подготовки поршней-разделителей, материалов и оборудования, применяемых при вытеснении;

подготовку приказа о назначении ответственных за выполнение работ при вытеснении (или общего приказа о ликвидации аварии с учетом работ по вытеснению);

определение мер безопасности и инструктаж персонала по выполняемым работам;

порядок опробования разработанной схемы вытеснения и ведения работ по вытеснению;

мероприятия по вытеснению воды после завершения АВР.

4.3.3.    Освобождение трубопровода на подводном переходе от нефти/нефтепродуктов рекомендуется осуществлять в следующем порядке:

подключение ПНУ к вантузу закачки;

остановка поршня-разделителя (прекращение подачи И ГС) после фиксирования прохождения поршня-разделителя запорной арматуры в начале подводного перехода. Отключение подводного перехода с одной стороны (закрытие запорной арматуры в начале перехода), при этом расстояние от запорной арматуры в начале перехода до поршня-разделителя устанавливается нс менее 3 м;

вытеснение нефти/нефтепродуктов из подводного перехода ПНУ известковым раствором или другими способами (вода, инертный газ);

прекращение подачи известкового раствора после фиксирования прохождения поршня-разделителя запорной арматуры в конце подводного перехода;

подключение МКАУ к вантузу подачи И ГС; вытеснение нефти/нефтепродуктов И ГС с применением МКАУ.

4.3.4. Работы по вытеснению нефти/нефтепродуктов из поврежденного участка П П МТ и заполнению его водой выполняются в следующей последовательности:

на поврежденном участке трубопровода монтируются вантузы в количестве, необходимом для обвязки насосных агрегатов, на закачку воды и откачку нефти/нефтепродуктов в параллельный трубопровод (резервную нитку, за линейную задвижку, во временную емкость);

присоединяются необходимые механизмы и оборудование; в освобождаемый участок трубопровода закачивается вода с вытеснением нефти/нефтепродуктов на противоположном берегу;

после вытеснения нефти/нефтепродуктов ремонтируемая нитка отключается от действующего магистрального трубопровода с помощью установки днищ (заглушек). Пойменные части и участки ППМТ на суше при наличии в них воды рекомендуется освобождать от нее с помощью инертной газовой смеси или известковым раствором.

4.3.5.    Не рекомендуется проводить вытеснение нефти/нефтс-продуктов водой из ППМТ прямым контактированием. Вытеснение нефти/нефтепродуктов осуществляется водой с применением поршней-разделителей. Поршень-разделитель оснащается передатчиком (приемопередатчиком) или другим излучающим устройством, устанавливаемым для контроля за его движением.

4.3.6.    Вытесненная нефть/нефтепродукты может быть закача-на/могут быть закачаны в резервную (основную) нитку ППМТ, в параллельный трубопровод или в передвижные емкости. При отсутствии резервной нитки на ППМТ или параллельного трубопровода, вытесняемая нефть/нефтепродукты из поврежденного участка может быть закачана/могут быть закачаны в трубопровод за береговыми линейными задвижками или во временные емкости для сбора нефти/нефтепродуктов.

4.3.7.    Для закачки воды в ППМТ используются насосные агрегаты с производительностью, обеспечивающей движение поршня разделителя с заданной скоростью. Выбранные насосные агрегаты обеспечивают возможность преодоления перепада высот по профилю ППМТ. При этом количество откачиваемой нефти (нефтепродуктов) сравнивается с количеством закачиваемой воды на точке закачки.

4.3.8.    Для откачки и закачки вытесненной нефти/нефтепродуктов используют передвижные насосные агрегаты (установки). Дизельные приводы насосных агрегатов оборудуются искрогасителями.

4.3.9.    Заполнение ППМТ водой и откачка из него нефти/нефтепродуктов ведутся с производительностью, обеспечивающей скорость движения поршня-разделителя не менее 0,2 м/с.

5. РЕМОНТ ДЕФЕКТНОГО УЧАСТКА ПОДВОДНОГО ПЕРЕХОДА МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА

5.1. Способ ремонта дефектного участка ППМТ выбирается в зависимости от вида и месторасположения дефекта, ширины и глубины пересекаемой водной преграды, закрытости или откры-

тости воды (наличие и толщина льда), наличия резервной нитки и других условий.

5.2.    Ремонт дефектного участка в пойменной и русловой части МТ включает следующие виды работ:

а)    отключение аварийного участка с выполнением мероприятий, исключающих несанкционированное подключение участка;

б)    освобождение аварийного участка от нефти/нефтепродуктов;

в)    земляные работы;

г)    устройство шпунтового котлована (при необходимости);

д)    очистка дефектного участка от изоляционного покрытия, футеровки, балластировки;

е)    монтаж герметизирующей камеры или ксссона/полукессона (при необходимости);

ж)    ликвидация повреждения одним из способов:

с установкой ремонтной конструкции или заменой дефектного участка;

установка МРС водолазами (без герметизирующей камеры);

замена ППМТ;

и)    монтаж изоляционного покрытия;

к)    монтаж балластировки, футеровки.

5.3.    При осуществлении ПТР на ППМТ рекомендуется выполнять следующие подготовительные организационно-технические мероприятия и работы, обусловленные спецификой производства АВР на ППМТ:

водолазное обследование зоны разработки грунта и очистка ее от топляков, деревьев, пней, кустарника, металлического лома и камней;

установка вех и светящихся буев для обозначения положения трассы П П МТ, места отвала грунта, расположенного вблизи судоходного фарватера (в зимнее время — колышками на льду);

прокладка по дну троса белого цвета, служащего водолазу ориентиром;

извещение о проведении АВР государственного бассейного управления водных путей и судоходства.

5.4.    Подготовку, организацию и проведение водолазного обследования, а также выбор конструкции снаряжения рекомендуется производить согласно разделу 7 настоящего Руководства.

5.5.    В зависимости от принятой схемы ремонта земляные работы могут включать:

планировку или устройство площадок для размещения ремонтной техники и обустройство подъездных путей;

вскрытие ремонтируемого МТ в русловых и береговых участках;

устройство земляного амбара, оборудованного противофиль-трационным покрытием, для складирования откачиваемой нефти/ нефтепродуктов из аварийного участка МТ, обустройство мест для сбора нефти/нефтепродуктов и нефтяной пленки;

зачистка береговой части (при необходимости);

устройство ремонтного котлована;

засыпку отремонтированного участка.

5.6.    Устройство площадки для размещения необходимых технических средств для выполнения АВР рекомендуется осуществлять в береговой зоне по возможности за пределами водоохранной зоны. При отсутствии такой возможности разрешается производить размещение в пределах водоохранных зон при условиях, исключающих загрязнение, засорение и истощение водного объекта, с соблюдением норм водного законодательства и законодательства в области охраны окружающей среды.

5.7.    Земляные работы в русловой части по вскрытию ППМТ в месте расположения дефекта рекомендуется производить с помощью специальных средств по размыву и удалению грунта (гидромониторов, грунтососов, гидроэжекторов), а также экскаватором, установленным на понтон.

5.8.    При выборе типа механизма для подводной разработки траншеи учитывается следующее:

физико-механические свойства грунта;

группа грунта;

характеристики водной преграды (ширина, глубина, скорость течения, волнения, судоходность);

СОДЕРЖАНИЕ

Приказ Федеральной службы но экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 апреля 2018 г.

№ 169 «Об утверждении Руководства по безопасности «Инструкция по ликвидации возможных аварий на подводных переходах магистральных нефтепроводов и неф-

теп роду ктопроводов» ...........................................................................5

Руководство по безопасности «Инструкция по ликвидации возможных аварий на подводных переходах магистральных нефтепроводов и нефтей роду кто проводов».....................6

1.    Общие положения...................................................................6

2.    Рекомендации по организации работ по локализа

ции и ликвидации аварий на магистральных трубопроводах.................................................................................................7

тивными и надзорными органами................................................10

4.    Рекомендации по проведению работ но обнаруже

нию и ликвидации аварий и их последствий на подводных переходах магистральных трубопроводов.............................13

4.1.    Обнаружение места аварии...........................................13

4.2.    Подготовительные работы............................................15

4.3.    Освобождение аварийного участка подводного

перехода от нефти, нефтепродуктов и заполнение его

водой.........................................................................................15

5.    Ремонт дефектного участка подводного перехода

магистрального трубопровода......................................................18

6.    Порядок пуска магистрального трубопровода после

завершения аварийно-восстановительных работ........................23

7.    Локализация и сбор разлившейся нефти, нефтепродуктов.......................................................................................24

8.    Технология сбора разлитой нефти/нефтепродуктов..............31

9.    Оформление исполнительных и технических документов ........................................................................................32

10.    Мероприятия по безопасности...........................................33

10.1.    Общие положения.......................................................33

10.2.    Мероприятия по безопасному проведению

работ при локализации разлива нефти, нефтепродуктов на поверхности водных объектов.................................38

10.3.    Мероприятия по безопасности при подводно-технических работах..........................................................41

10.4.    Устройство полевого городка......................................42

10.5.    Контроль воздушной среды........................................47

11.    Мероприятия по безопасности...........................................47

Приложение № 1. Перечень сокращений и их расшифровка.......................................................................................52

Приложение № 2. Термины и их определения........................54

Приложение № 3. Рекомендуемые схемы локализации разлива нефти и нефтепродуктов..........................................60

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ (РОСТЕХНАДЗОР)

ПРИКАЗ

12 апреля 2018 г.    №    169

Москва

Об утверждении Руководства по безопасности «Инструкция по ликвидации возможных аварий на подводных переходах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»

В соответствии с пунктом 2 статьи 10 Федерального закона от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, № 30, ст. 3588; 2017, № 11, ст. 1540), а также в целях реализации Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утвержденных приказом Ростехнадзора от 6 ноября 2013 г. № 520 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 16 декабря 2013 г., регистрационный № 30605), приказываю: утвердить прилагаемое Руководство по безопасности «Инструкция по ликвидации возможных аварий на подводных переходах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов».

Врио руководителя    А.Л.    Рыбас

Утверждено приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 апреля 2018 г. № 169

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ

«Инструкция по ликвидации возможных аварий на подводных переходах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Руководство по безопасности «Инструкция по ликвидации возможных аварий на подводных переходах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» (далее — Руководство) разработано в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», а также в целях содействия соблюдению требований Положения о разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 26 августа 2013 г. № 730, Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утвержденных приказом Ростехнадзора от 6 ноября 2013 г. № 520, и рекомендуется к применению при разработке плана мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах (ПМЛЛА) и плана по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов (ПЛ PH).

1.2.    Настоящее Руководство содержит рекомендации по организации производства аварийно-восстановительных работ (АВР) с учетом мер безопасности при возникновении аварий и их последствий на подводных переходах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через водные преграды естественного (реки, ручьи, озера, болота, старицы) и искусственного проис-

хождения (водохранилища, каналы, арыки, пруды), ремонт, восстановление работоспособного состояния.

1.3.    Используемые в настоящем Руководстве сокращения и их расшифровка приведены в приложении № 1.

1.4.    Используемые в настоящем Руководстве термины и их определения приведены в приложении № 2.

1.5.    Рекомендованные схемы локализации разлива нефти/неф-тепродуктов приведены в приложении № 3.

1.6.    Настоящее Руководство распространяется на работы, проводимые на подводных переходах действующих магистральных нефтепроводов и нефте продукте проводов, принадлежащих организациям топливно-энергетического комплекса, независимо от их принадлежности и форм собственности, и расположенных на территории Российской Федерации, за исключением внутреннего моря и континентального шельфа Российской Федерации, на которых локализация и ликвидация разливов нефти и нефтепродуктов производятся в соответствии с требованиями международных конвенций, ратифицированных Российской Федерацией.

1.7.    Положения настоящего Руководства не распространяются на магистральные трубопроводы для транспортирования сжиженных углеводородных газов и их смесей, конденсата нефтяного газа и других сжиженных углеводородов с давлением насыщенных паров при температуре 20 °С свыше 0,2 МПа, а также многофазных продуктов (жидкость с газом).

2. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПО ЛОКАЛИЗАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ

2.1.    Работы по локализации и ликвидации аварий на ППМТ рекомендуется проводить в соответствии с утвержденными ПМЛЛА, ПЛРН, разрабатываемыми ЭО.

2.2.    План Л PH разрабатывается с учетом максимально возможного объема разлива нефти/нефтепродуктов. Расчет объемов и ве-

роятности максимально возможного объема разлива нефти/нефте-продуктов производится с учетом наличия на объектах МТ систем обнаружения утечек нефти, единой системы управления, иных мероприятий, способствующих сокращению объемов разлива.

2.3.    Руководство силами и средствами, привлеченными к ликвидации аварии, осуществляет руководитель работ.

2.4.    По прибытии руководителя работ по ликвидации аварии, утвержденного приказом руководителя ЭО, на место АВР, ответственный руководитель работ организует функционирование штаба ликвидации аварии.

2.5.    Распоряжения (указания) руководителя работ по ликвидации аварии являются обязательными для всех работников ЭО, находящихся в зоне АВР.

2.6.    Штаб ликвидации аварии создается для оперативного руководства АВР. Состав штаба ликвидации аварии устанавливается приказом ЭО. Ответственный за разработку приказа о назначении руководителя по ликвидации аварии, создании штаба ликвидации аварии определяется в порядке, установленном в ЭО.

2.7.    Основными функциями штаба ликвидации аварии по ликвидации аварии являются:

руководство АВР;

координация действий привлеченных сил и средств, участвующих в АВР;

сбор и регистрация информации о ходе развития PH и принятых мерах по ликвидации аварии;

обеспечение пожарной, промышленной, экологической безопасности и охраны труда при выполнении АВР.

2.8.    Состав штаба ликвидации аварии определяется нормативными документами ЭО.

2.9.    Отчет о ликвидации аварии высылается совместно с актом установления причин возникновения PH.

2.10.    Начальник (командир отделения, звена, группы) ПАСФ (НАСФ) (начальник СУПЛАВ, ЛАЭС, ЦРС эксплуатирующей организации), прибывший в зону PH первым, принимает полномо-

чия руководителя работ по ликвидации аварии и исполняет их до прибытия руководителя работ.

2.11.    Руководитель работ организует ведение оперативного журнала по ликвидации аварии в штабе ликвидации аварии.

2.12.    Дежурный по штабу ликвидации аварии передает информацию о ходе производства работ диспетчеру ЭО после начала, окончания этапа выполнения работ или по состоянию на окончание каждого часа в соответствии с календарным планом оперативных мероприятий при угрозе и возникновении PH, разработанного в плане действий по предупреждению, но ликвидации аварии, ПМЛЛА, ПЛРН.

2.13.    При аварийном выходе нефти/нефтс продукта на ППМТ главный инженер ЭО (лицо, его замещающее), заместитель председателя комиссии по предупреждению и ликвидации аварий и обеспечению пожарной безопасности, работники технических подразделений ЭО в зависимости от требований нормативной документации ЭО:

выезжают на место выхода нефти/нефтепродукта;

дают оценку масштабов загрязнения окружающей среды;

участвуют в разработке мероприятий по ликвидации последствий PH;

осуществляют контроль за их выполнением, а также регистрируют объемы и места вывоза и захоронения (утилизации) нефтешламов и загрязненных отходов;

представляют информацию о ходе работ в диспетчерское управление ЭО, руководству ЭО.

2.14.    Проведение работ по ликвидации аварии на ППМТ выполняется с использованием специальных технических средств по локализации и ликвидации аварий в соответствии с требованиями нормативных документов ЭО.