Ведение работ в горных выработках, в которых возможны прорывы воды

2209. Меры по безопасному ведению горных работ, работ по добыче нефти в горных выработках, в которых возможны прорывы воды, включаются в проектную документацию, документацию по ведению горных работ, документацию по ведению работ по добыче нефти.

2210. До начала ведения работ в горных выработках, в которых возможны прорывы воды, определяются участки, опасные по прорыву воды.

2211. Затопленные или заиленные горные выработки, в которых обнаружены вода или жидкая глина, относятся к участкам, опасным по прорывам воды.

2212. Горные работы на участках, опасных по прорывам воды, проводятся с соблюдением мер по предотвращению прорыва воды в горные выработки.

2213. При ведении горных работ в зоне влияния скважин, пробуренных с поверхности, предусматриваются меры по исключению возможности прорыва поверхностных вод в горные выработки.

2214. Зоны обрушений, открытые трещины, провалы земной поверхности, образовавшиеся при ведении горных работ, ограждаются водоотводящими каналами, обеспечивающими отвод паводковых и ливневых вод.

2215. При обнаружении признаков возможного прорыва воды в горную выработку все лица, находящиеся в этой выработке, должны прекратить работы, выйти из этой горной выработки, сообщить о признаках возможного прорыва воды горному диспетчеру нефтяной шахты.

2216. Работы по откачке и (или) спуску воды из затопленных горных выработок проводятся с соблюдением мер, обеспечивающих промышленную безопасность и безопасность ведения указанных работ.

Ведение работ в горных выработках, в которых возможны прорывы теплоносителя

2217. Меры по безопасному ведению горных работ, работ по добыче нефти в горных выработках, в которых возможны прорывы теплоносителя, включаются в проектную документацию, документацию по ведению горных работ, документацию по ведению работ по добыче нефти.

2218. До начала ведения работ в горных выработках, в которых возможны прорывы теплоносителя, определяются участки, на которых возможны прорывы теплоносителя.

2219. Участки горных выработок, на которых возможны прорывы теплоносителя, ограждаются и обозначаются предупредительными надписями.

2220. Места ведения работ по закачке теплоносителя или добыче нефти в горных выработках ежесменно контролируются работниками структурного подразделения, за которым закреплены эти выработки.

2221. Все время, не занятое работой со скважинами, работники должны находиться в определенных в наряде местах за пределами участков горной выработки, на которых возможны прорывы теплоносителя, со стороны входа в нее струи свежего воздуха.

2222. Работники, выполняющие работы на участках горных выработок, на которых возможны прорывы теплоносителя, должны быть обучены оказанию первой помощи при ожогах, знать места расположения средств спасения и уметь ими пользоваться.

2223. При обнаружении признаков возможного прорыва теплоносителя в горную выработку все лица, находящиеся в этой выработке, должны прекратить работы, выйти из этой горной выработки, сообщить о признаках возможного прорыва теплоносителя горному диспетчеру нефтяной шахты.

2224. После ликвидации прорывов теплоносителя и их последствий в горной выработке проведение работ в этой выработке возобновляется по письменному разрешению технического руководителя обособленного структурного подразделения.

2225. Возобновление в горной выработке работ по закачке теплоносителя после ликвидации прорывов теплоносителя проводится в отсутствие людей в этой выработке.

Приложение № 1. Список используемых сокращений

АГЗУ	автоматизированная групповая замерная установка;
АГК	система аэрогазового контроля;
АСС	аварийно-спасательное судно;
БС	буровое судно;
ВВУ	вспомогательные вентиляторные установки;
ВГП	вентиляторы главного проветривания;
ВМ	взрывчатые материалы;
ВМП	вентиляторы местного проветривания;
ГВУ	главная водоотливная установка;
ГЖ	горючая жидкость;
ГИС	геофизические исследования скважин;
ГНВП	газонефтеводопроявления;
ГРП	гидравлический разрыв пласта;
КИП	контрольно-измерительные приборы;
КИПиА	контрольно-измерительные приборы и автоматика;
ЛВЖ	легковоспламеняющиеся жидкости;
ЛЭП	линии электропередачи;
МКД	межколонные давления;
ММП	многолетнемерзлые породы;
МНГК	морской нефтегазовый комплекс;
МПП	межпластовые перетоки;
МСП	морская стационарная платформа;
МФСБ	многофункциональная система безопасности;
МЭ	морская эстакада с приэстакадными нефтегазодобывающей и буровой площадками, искусственный остров;
НКПР	нижний концентрационный предел распространения
НКТ	насосно-компрессорные трубы;
ОЗЦ	ожидание затвердения цемента;
ОПК	опробователь пластов на кабеле;
ОПО	опасный производственный объект;
ПАСФ	Профессиональное аварийное спасательное формирование (противофонтанная часть) по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов;
ПБУ	плавучая буровая установка;
ПВА	прострелочно-взрывная аппаратура;
ПВО	противовыбросовое оборудование;
ПВР	прострелочно-взрывные работы;
ПГР	промыслово-геофизические работы;
ПДК	предельно допустимая концентрация;
ПЛА	план мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий;
ППВО	подводное противовыбросовое оборудование;
ППС	пункты переключения в самоспасатели;
ПТ	трубопроводы систем сбора и транспортировки нефти и газа, принадлежащие пользователям недр, расположенные на лицензионных участках и между ними, от границ лицензионных участков до пунктов сдачи транспортным компаниям или потребителям;
ПТК	плавучий технологический комплекс;
СИЗОД	средства индивидуальной защиты органов дыхания;
СИЗ	средства индивидуальной защиты;
СКР	сульфидно-коррозионное растрескивание
СПБУ	самоподъемная плавучая буровая установка;
СПГ	сжиженный природный газ;
ТП	трансформаторные подстанции
ТР	технологический регламент;
УБТ	утяжеленные бурильные трубы;
УКПГ	установки комплексной подготовки газа;
УППГ	установка предварительной подготовки газа;
УПН	установка подготовки нефти;
УПСВ	установка предварительного сброса пластовой воды
ЦС	циркуляционная система;
ЦПУ	центральный пульт управления;
ЭЦН	электрический центробежный насос;
ЭПБ	экспертиза промышленной безопасности.

Приложение № 2. Наименьшие расстояния объектов обустройства нефтяного месторождения от зданий и сооружений соседних предприятий, м

п/п	Объекты	Жилые здания, общежития, вахтовые поселки	Обществен- ные здания	Промы- шленные и сельскохо- зяйственные предприятия	ЛЭП (ВЛ 6 кВ и выше)	Электро- подстанции (35/6/110/35 кВ)
1	Устья нефтяных скважин - фонтанных, газлифтных, оборудованных ЭЦН	300	500	100	60	100
2	Устья нефтяных скважин со станками-качалками, нагнетательных, ликвидированных	150	250	50	30	50
3	Здания и сооружения по добыче нефти категории А, Б	300	500	100	ПУЭ	80
4	Факел для сжигания газа	300	500	100	60	100
5	Свеча сброса газа	300	500	100	30	30

Приложение № 3. Наименьшее расстояние между зданиями и сооружениями объектов обустройства нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений, м

Здания и сооружения	Номер сооружения в графе "Здания и сооружения"
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25
1. Устья эксплуатационных нефтяных и газлифтных скважин	5	5	9	30	39	39	39	100	30	39	39	9	30	9	9	9	15	30	25/ 12	24	30	39	30	-	30
2. Устья нагнетательных скважин	5	6	9	15	24	24	24	100	30	24	24	9	15	9	9	9	15	15	25/ 12	24	30	39	++	-	15
3. Измерительные и сепарационные установки	9	9	+	+	15	+	15	60	30	9	9	+	9	9	9	+	9	15	25/ 12	++	18	39	++	9	+
4. Дожимные насосные станции (технологические площадки)	30	15	+	+	15	+	15	60	30	+	+	+	15	9	9	+	9	15	++	++	18	39	+	30	+
5. Аварийные вертикальные резервуары ДНС	39	24	15	15	+	15	30	100	15	15	15	15	15	15	+	12	30	30	++	++	39	39	15	39	15
6. УПСВ	39	24	+	+	15	+	15	60	30	+	+	+	15	9	9	+	9	15	++	++	18	39	+	39	+
7. Печи и блоки огневого нагрева нефти	39	24	15	15	30	15	+	60	30	18	18	15	15	15	9	15	9	9	15	9	18	39	15	39	15
8. Факелы аварийного сжигания	100	100	60	60	100	60	60			100	100	60	60	60	60	60	60	100	60	60	60	100	60	100	60
9. Свечи для сброса газа	30	30	30	30	15	30	30		+	30	30	30	30	30	30	30	30	30	60	60	60	100	60	30	60
10. Компрессорные станции газлифта	39	24	9	+	15	+	18	100	30	+	9	+	15	9	9	9	9	15	++	++	30	30	+	39	+
11. Установки подготовки газа, цеха подготовки газа, конденсата	39	24	9	+	15	+	18	100	30	9	+	+	15	9	9	+	9	15	++	++	30	30	+	39	+
12. Блоки газораспределительной аппаратуры, узлы учета нефти и газа, управления арматурой, запуска и приема шаров, арматурные блоки обвязки скважин	9	9	+	+	15	+	15	60	30	+	+	+	15	9	9	9	9	15	++	++	18	30	+	9	+
13. Кустовые насосные станции системы Ш1Д	30	15	9	15	15	15	15	60	30	15	15	15	+	+	9	9	9	15	++	++	9	30	15	-	15
14. Водораспределительные пункты, блоки напорной гребенки	9	9	9	9	15	9	15	60	30	9	9	9	+	+	9	9	9	15	++	++	9	30	9	-	9
15. Дренажные, канализационные емкости	9	9	9	9	+	9	9	60	30	9	9	9	9	9	+	9	9	9	9	9	9	30	9	9	9
16. Блоки для закачки химреагентов, ингибиторов коррозии и метанола	9	9	+	+	12	+	15	60	30	9	+	9	9	9	9	+	9	15	++	++	18	30	+	9	+
17. Компрессорные воздуха	15	15	9	9	30	9	9	60	30	9	9	9	9	9	9	9	+	+	9	9	9	9	9	16	9
18. Аппараты воздушного охлаждения	30	15	15	15	30	15	9	100	30	15	15	15	15	15	9	15	+	+	9	9	9	9	15	30	15
19. ТП напряжением до 10 кВ и распределительные устройства (открытые, закрытые)	25/ 12	25/ 12	25/ 12	++	++	++	15	60	60	++	++	++	++	++	9	++	9	9	+	+	++	++	++	++	++
20. Операторные, отдельно стоящие шкафы и блоки управления	24	24	++	++	++	++	9	60	60	++	++	++	++	++	9	++	9	9	+	+	++	++	++	24	++
21. Вагон для обогрева персонала	30	30	18	18	39	18	18	60	60	30	30	18	9	9	9	18	9	9	++	++	+	++	18	30	18
22. Вспомогательные здания (производственно-бытовой блок, столовая, складское помещение для вспомогательного оборудования, котельная)	39	39	39	39	39	39	39	100	100	30	30	30	30	30	30	30	9	9	++	++	++	++	39	39	39
23. Технологические емкости ЛВЖ, ГЖ, концевые сепарационные установки	30	15	+	+	15	+	15	60	60	+	+	+	15	9	9	+	9	15	++	++	18	39	15	30	15
24. Устья эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин	+	+	9	30	39	39	39	100	30	39	39	9	+	+	9	9	16	30	++	24	30	39	30	40	-
25 Насосная станция ЛВЖ, ГЖ	30	15	+	+	15	+	15	60	60	+	+	+	15	9	9	+	9	15	++	++	18	39	15	-	9

 

+ расстояния Правилами не устанавливаются;

++ расстояния определяются проектной документацией.

Примечания:

1. В графе 19 расстояния, указанные дробью: в числителе - до открытых ТП и распределительные устройства, в знаменателе - до закрытых ТП и распределительных устройств.

2. - высота факельного ствола

Приложение № 5. Класс и границы взрывоопасных зон вокруг источников образования взрывоопасных смесей

N п/п	Помещения и пространства	Класс взрывоопасности
1.	Закрытые помещения, в которых установлены открытые технические устройства, аппараты, емкости или имеются выходы для паров нефти и легковоспламеняющихся газов (рис.1), а также каналы, шахты, где возможны выход и накопление паров нефти или горючего газа, огороженные подроторные пространства буровых установок (рис.2, 5, 9).	Зона 0
2.	Открытые пространства радиусом 1,5 м вокруг открытых технических устройств, содержащих нефть, буровой раствор, обработанный нефтью, нефтяные газы или другие легковоспламеняющиеся вещества (рис.4), вокруг устья скважины (рис.2), а также вокруг окончания труб, отводящих попутные или другие легковоспламеняющиеся газы (рис.8а).	Зона 0
3.	Пространство внутри открытых и закрытых технических устройств и емкостей, содержащих нефть, буровой раствор, обработанный нефтью, нефтяные газы или другие легковоспламеняющиеся вещества (рис.1, 4, 7, 8).	Зона 0
4.	Закрытые помещения для хранения шлангов для перекачки легковоспламеняющихся жидкостей.	Зона 0
5.	Закрытые помещения, в которых установлены закрытые технологические устройства, оборудование, аппараты, узлы регулирующих, контролирующих, отключающих устройств, содержащие нефть, буровой раствор, обработанный нефтью, горючие газы, где образование взрывоопасных смесей возможно только в случае поломки или неисправности оборудования. Закрытые помещения насосных для сточных вод. Примечание: помещения, в которых размещаются буровые насосы с подпорными насосами, трубопроводами ЦС и манифольдом и нет другого оборудования или аппаратов, могущих явиться источником взрывоопасных смесей, и которые отгорожены от других взрывоопасных помещений классов 0 и 1 стеной, относятся к взрывобезопасным.	Зона 1
6.	Открытые пространства: радиусом 1,5 м от зоны 0 по п.2 (рис.8а) и радиусом 3,5 м от зоны 0 (рис.4); вокруг любых отверстий (двери, окна и прочее) из помещений зон 0 и 1, ограниченные расстояниями 3 м во все стороны (рис.1); вокруг отверстий вытяжной вентиляции из помещений зон 0 и 1, ограниченные радиусом 3 м.	Зона 1
7.	Пространство под ротором, ограниченное цилиндром радиусом 3 м от оси скважины, на всю высоту до низа при открытом подроторном пространстве (рис.2, 3) вокруг фонтанной арматуры, ограниченное расстоянием 3 м во все стороны (рис.5).	Зона 2
8.	Пространство вокруг буровой вышки, простирающееся во все стороны на высоту вышки для бурения скважин на море и месторождениях, содержащих сернистый водород, в соответствии с параметрами, приведенными на рис.2.	Зона 2
9.	Пространство вокруг буровой вышки, при открытом и огражденном подроторными пространствами в соответствии с классом и границами (рис.3).	Зона 2
	Примечание: помещение буровой лебедки, отделенное от подроторного пространства и буровой площадки стеной, является взрывобезопасным.
10.	Открытые пространства вокруг закрытых и открытых технических устройств, оборудования в соответствии с классом и границами зон взрывоопасности на рис.6, 7.	Зона 2
11.	Полузакрытые пространства, в которых расположена фонтанная арматура, в пределах ограждения.	Зона 2
12.	Открытые пространства вокруг окончания отводов газов (паров) из закрытых технических устройств, емкостей, аппаратов в соответствии с классом и границами зон взрывоопасности на рис.8в.	Зона 2
13.	Полузакрытые пространства, в которых установлены технические устройства, оборудование, аппараты, узлы отключающих устройств, содержащих нефть, буровой раствор, обработанный нефтью, нефтяные газы или легковоспламеняющиеся жидкости в пределах ограждения.	Зона 2
14.	Пространство вокруг агрегата для ремонта скважин в соответствии с параметрами на рис.9.	Зона 2

 

 

Условные обозначения классов взрывоопасных зон

Рис.1. Открытые емкости, аппараты, устройства в помещении

Рис.2. Буровая установка с укрытием и привышечным сооружением для бурения скважин на море и месторождениях, содержащих сернистый водород

 

Буровая установка с огражденным подроторным пространством

 

Буровая установка с открытым подроторным пространством

Рис.3. Буровая установка с огражденным и открытым подроторным пространством

Рис.4. Открытые пространства вокруг открытых емкостей, аппаратов, устройств

Рис.5. Открытые пространства вокруг фонтанных арматур

 

Рис.6. Открытые пространства вокруг закрытых технических устройств

Рис.7. Открытые пространства вокруг открытого сепаратора

 

Рис.8. Открытые пространства вокруг окончания труб, отводящих попутные газы (a), и отверстий для выпуска газов (паров) из закрытых технических устройств (b)

Рис.9. Агрегат для ремонта скважин

Приложение № 6. Требования к специальным разделам плана мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на ОПО

1. ПЛА ОПО нефтяной шахты разрабатывается организацией, эксплуатирующей ОПО, или ее обособленным структурным подразделением на каждый ОПО или его взрывопожароопасный участок, цех или иное подразделение.

2. В ПЛА должны предусматриваться:

2.1. Возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для жизни людей.

2.2. Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией.

2.3. Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные действия работников при возникновении аварий.

2.4. Места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий.

2.5. Порядок взаимодействия с ПАСФ.

2.6. В ПЛА объектов месторождений с высоким содержанием в продукции сернистого водорода должны быть установлены места безопасности, порядок эвакуации с учетом конкретных метеоусловий.

3. ПЛА разрабатываются комиссией, состоящей из работников, назначенных приказом по предприятию. ПЛА пересматриваются в сроки, установленные Правительством Российской Федерации.

При изменении технологии, условий работы, правил безопасности в ПЛА должны быть внесены соответствующие изменения и дополнения.

4. ПЛА в количестве пяти экземпляров утверждается техническим руководителем предприятия при наличии актов проверки:

- состояния систем контроля технологического процесса;

- состояния вентиляционных устройств;

- наличия и исправности средств для спасения людей, противопожарного оборудования и технических средств для ликвидации аварий в их начальной стадии;

- исправности аварийной сигнализации, связи, аварийного освещения.

5. ПЛА должен содержать:

5.1. Оперативную часть, в которой должны быть предусмотрены все виды возможных аварий на данном объекте, определены мероприятия по спасению людей и ликвидации аварии, а также лица, ответственные за выполнение мероприятий, и исполнители, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий, действия газоспасателей, пожарных и других подразделений.

5.2. Распределение обязанностей между отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварии.

5.3. Список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии.

5.4. Схемы расположения основных коммуникаций (технологическая схема) обвязки ПВО, устьевого оборудования скважин, технологического оборудования, маршрутов движения автотранспорта на ОПО.

5.5. Списки инструментов, СИЗ, материалов, необходимых для ликвидации аварий, находящихся в аварийных шкафах (помещениях), с указанием их количества и основной характеристики.

6. В оперативной части ПЛА должны быть предусмотрены:

6.1. Способы оповещения об аварии (например, сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь, телефон), пути выхода людей из опасных мест и участков в зависимости от характера аварии.

6.2. Действия работников, ответственных за эвакуацию людей и проведение предусмотренных мероприятий.

6.3. Режим работы вентиляции при возникновении аварии, в том числе включение аварийной вентиляции (при наличии).

6.4. Необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и опасных веществ.

6.5. Выставление на путях подхода (подъезда) к опасным местам постов для контроля за пропуском в загазованную и опасную зоны.

6.6. Способы ликвидации аварий в начальной стадии. Первоочередные действия работников по ликвидации аварий, предупреждению увеличения их размеров и осложнений. Осуществление мероприятий по предупреждению тяжелых последствий аварий. Порядок взаимодействия с ПАСФ.

7. Ознакомление с ПЛА работников должно быть оформлено документарно под подпись.

8. Полные экземпляры ПЛА должны находиться в диспетчерской предприятия, у газоспасателей, ПАСФ и в службе промышленной безопасности предприятия, у руководителя структурного подразделения (цеха). Оперативная часть ПЛА должна быть вывешена на рабочем месте, определенном руководителем объекта (участка).

9. Ответственность за своевременное и правильное составление ПЛА и его соответствие действительному положению на производстве несут руководитель объекта и технический руководитель предприятия.

10. Периодичность проведения учебно-тренировочных занятий по выработке навыков выполнения мероприятий ПЛА, кроме случаев, установленных настоящими Правилами, определяется организацией с учетом конкретных условий, но не реже одного раза в год.

11. Результаты учебно-тренировочных занятий по плану ликвидации аварий должны заноситься в журналы регистрации учебно-тренировочных занятий по ПЛА под подпись работников, участвующих в занятии.

Приложение № 7

 Таблица № 1 Зоны безопасности при пневматических испытаниях трубопроводов

Условный диаметр трубопровода, мм	Радиус опасной зоны при очистке полости в обе стороны от трубопровода, м	Радиус опасной зоны при очистке полости в направлении вылета ерша или поршня, м	Радиус опасной зоны при испытании в обе стороны от трубопровода, м
До 300	40	600	100
300-500	60	800	150
500-800	60	800	200
800-1000	100	1000	250
1000-1400	100	1000	250

 

 Таблица № 2 Зоны безопасности при гидравлических испытаниях трубопроводов

Диаметр трубопровода, мм	Радиус опасной зоны при давлении испытания до 82,5 кгс/см^2 в обе стороны от оси трубопровода, м	Радиус опасной зоны при давлении испытания до 82,5 кгс/см^2 в направлении возможного отрыва заглушки от торца трубопровода, м	Радиус опасной зоны при давлении испытания свыше 82,5 кгс/см^2 в обе стороны от оси трубопровода, м	Радиус опасной зоны при давлении испытания свыше 82,5 кгс/см^2 в направлении возможного отрыва заглушки от торца трубопровода, м
100-300	75	600	100	900
300-500	75	800	100	1200
500-800	75	800	100	1200
800-1000	100	1000	150	1500
1000-1400	100	1000	150	1500

 

Приложение № 8

 Таблица № 1 Зависимость наименьшей толщины стенки ПТ от его диаметра

Наружный диаметр Dн, мм	114	219	325	377	426
Наименьшая допустимая толщина стенки ПТ, мм	2,0	2,5	3,0	3,5	4,0

 

 Таблица № 2 Отбраковочные значения толщины стенок корпуса арматуры

Номинальный диаметр D №	80	100-200	250-400	более 400
Наименьшая допустимая толщина стенки, мм (при Рраб 10 МПа)	3	4,5	6	7

 

 

Приложение № 9. Содержание разделов технологического регламента

1. Общая характеристика производственного объекта включает:

полное наименование ОПО, его назначение, год ввода в действие;

наименования научно-исследовательских и проектных организаций, разработавших технологический процесс и выполнявших проект;

количество технологических линий (потоков) и их назначение.

2. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции включает:

техническое наименование продуктов, качество в соответствии с нормативной технической документацией, область применения;

свойства сырья, реагентов, готовой продукции и отходов производства по взрывопожароопасности и токсичности приводятся в пункте 7 настоящего приложения.

3. Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта включает:

описание технологического процесса в строгом соответствии со схемой технологического процесса, являющейся графическим приложением к ТР;

описание технологической схемы приводится по стадиям технологического процесса начиная с поступления сырья, с указанием основных технологических параметров процесса (температуры, давления, расхода оборудования, участвующего в процессе и включенного в состав технологической схемы). По ходу описания схемы указываются основные схемы автоматизации и блокировки.

4. Нормы технологического режима для непрерывных и периодических процессов приводятся в соответствии с таблицей № 1 настоящего приложения.

Таблица № 1

(рекомендуемый образец)

Нормы технологического режима п/п	Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима	Номер позиции прибора на схеме	Единица измерения	Допускаемые пределы технологических параметров	Требуемый класс точности измерительных приборов	Примечание
1	2	3	4	5	6	7

 

В графе таблицы № 1 настоящего приложения "Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима" указываются на различных стадиях процесса в аппаратах (отстойниках, электродегидраторах, колоннах, печах, реакторах, теплообменной и другой аппаратуре) регламентируемые показатели режима: температура, давление, расход, время операций, количество загружаемых или подаваемых компонентов и другие показатели, влияющие на безопасную эксплуатацию и качество продукции;

при маркировке приборов КИПиА на щитах управления номера позиций приборов должны соответствовать номерам позиций на технологической схеме;

единицы измерения приводятся в действующей системе СИ.

Все показатели режима, в том числе расход, давление, температура, указываются с возможными допусками или интервалами, обеспечивающими безопасную эксплуатацию и получение готовой продукции заданного качества. Разрешается ограничение верхних или нижних предельных значений. Например: "вакуум, не менее...", "температура, не более...".

5. Контроль технологического процесса включает:

аналитический контроль (лабораторный, автоматический) по всем стадиям технологического процесса излагается в соответствии с таблицей № 2 настоящего приложения).

Таблица № 2

(рекомендуемый образец)

Аналитический контроль технологического процесса

N п/п	Наименование стадий процесса, анализируемый продукт	Место отбора пробы (место установки средств измерений)	Контролируемые показатели	Методы контроля	Норма	Частота контроля
1	2	3	4	5	6	7

 

В начале таблицы указываются нормы лабораторного контроля, а затем автоматического:

- если в контролируемых продуктах содержатся агрессивные компоненты, вызывающие коррозию металла, указываются допустимые содержания этих компонентов и методы их контроля;

- контроль технологического процесса с помощью систем сигнализации, блокировок, если они имеются, приводится в виде перечня в соответствии с таблицей № 3 настоящего приложения.

Таблица № 3

(рекомендуемый образец)

Перечень блокировок и сигнализации

N п/п	Наимено- вание параметра	Наимено- вание оборудо- вания	Величина устанавливаемого предела значения параметра		Блокировка		Сигнализация		Операции по отключению, включению, переключению и
			мини- мальная	макси- мальная	мини- мальная	макси- мальная	мини- мальная	макси- мальная	другому воздействию
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

 

6. Основные положения пуска и остановки производственного объекта при нормальных условиях включают:

- взаимосвязь с другими технологическими и вспомогательными объектами, снабжение установки сырьем, электроэнергией, паром, водой, воздухом и другими материалами и ресурсами;

- особенности пуска и остановки в зимнее время;

- описание пуска и остановки взрывопожароопасных производств;

- последовательность пуска и остановки, соблюдение требуемого режима выполнения работ с указанием последствий их нарушения.

7. Безопасная эксплуатация производства включает:

- данные об имеющихся производственных опасностях, которые могут привести к взрыву, отравлению, а также комплекс технических, технологических и организационных мероприятий, обеспечивающих минимальный уровень опасности производства;

- взрывопожароопасные и токсические свойства используемых и получаемых веществ, которые приводятся в соответствии с таблицей № 4 настоящего приложения.

 

Таблица № 4

(рекомендуемый образец)

Взрывопожароопасные, токсические свойства сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов производства

N п/п

Наиме- нование сырья, полупро- дуктов,

Агрегат- ное состоя- ние

Класс опасности

Температура, °С

Концентра- ционные пределы распространения пламени