РД 153-39.2-076-01. Инструкция по техническому расследованию причин аварий и повреждений магистральных нефтепродуктопроводов, учету аварий и повреждений и списанию безвозвратных потерь нефтепродуктов

(утв. Минэнерго РФ от 06.06.2001 № 168)

ИНСТРУКЦИЯ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РАССЛЕДОВАНИЮ ПРИЧИН АВАРИЙ И ПОВРЕЖДЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ, УЧЕТУ АВАРИЙ И ПОВРЕЖДЕНИЙ И СПИСАНИЮ БЕЗВОЗВРАТНЫХ ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ

РД 153-39.2-076-01

Предисловие

1. «Инструкция по техническому расследованию причин аварий и повреждений магистральных нефтепродуктопроводов, учету аварий и повреждений и списанию безвозвратных потерь нефтепродуктов» разработана специалистами Института проблем транспорта энергоресурсов, Российского университета нефти и газа им. И.М. Губкина, ОАО «АК „Транснефтепродукт“, акционерных обществ ОАО „АК „Транснефтепродукт“.»

2. «Инструкция по техническому расследованию причин аварий и повреждений магистральных нефтепродуктопроводов, учету аварий и повреждений и списанию безвозвратных потерь нефтепродуктов» внесена ОАО «АК „Транснефтепродукт“, согласована с Госгортехнадзором России (письмо от 13.11.2000 № 10-03/861), МЧС России (письмо от 09.01.2001 № 33-37-9).»

3. «Инструкция по техническому расследованию причин аварий и повреждений магистральных нефтепродуктопроводов, учету аварий и повреждений и списанию безвозвратных потерь нефтепродуктов» вводится взамен «Инструкции по техническому расследованию, учету аварий и повреждений объектов магистральных нефтепродуктопроводов и списанию безвозвратных потерь нефтепродуктов» (РД 153-112-016-97), введенной в действие Приказом Министерства топлива и энергетики Российской Федерации от 25.02.1997 № 66.

4. «Инструкция по техническому расследованию причин аварий и повреждений магистральных нефтепродуктопроводов, учету аварий и повреждений и списанию безвозвратных потерь нефтепродуктов» введена в действие Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 06.06.2001 № 168.

1. Общие положения

1.1 Настоящий руководящий документ (далее — РД) устанавливает единый порядок:

• классификации аварий и повреждений;
• требований к проведению технического расследования причин аварий и повреждений магистральных нефтепродуктопроводов;
• учета аварий и повреждений, происшедших по техническим причинам;
• учета повреждений магистральных нефтепродуктопроводов с целью хищения из них нефтепродуктов;
• учета повреждений магистральных нефтепродуктопроводов с целью хищения оборудования, средств связи, сигнализации и автоматики;
• расчета потерь нефтепродуктов при авариях, повреждениях и хищениях;
• учета размеров потерь нефтепродуктов при авариях, повреждениях и хищениях;
• списания безвозвратных потерь нефтепродуктов.

1.2. РД распространяется на действующие магистральные нефтепродуктопроводы, расположенные на территории Российской Федерации, а также других государств, в части, не противоречащей законодательству соответствующих государств.

1.3. РД переработан в соответствии с требованиями Федерального закона Российской Федерации «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 № 116-ФЗ, «Положения о порядке технического расследования причин аварий на опасных производственных объектах», утвержденного Постановлением Госгортехнадзора России от 08.06.1999 № 40.

1.4. РД распространяется на организации, занимающиеся эксплуатацией магистральных нефтепродуктопроводов, независимо от организационно — правовых форм и форм собственности.

1.5. На основе РД с учетом действующих норм и положений должны быть составлены или внесены соответствующие изменения в производственные инструкции и другую документацию.

1.6. С введением в действие настоящего РД прекращается действие «Инструкции по техническому расследованию, учету аварий и повреждений объектов магистральных нефтепродуктопроводов и списанию безвозвратных потерь нефтепродуктов» (РД 153-112-016-97).

2. Нормативные ссылки

2.1 При разработке РД использованы следующие нормативные документы:

РД 153-112-016-97 «Инструкция по техническому расследованию, учету аварий и повреждений объектов магистральных нефтепродуктопроводов и списанию безвозвратных потерь нефтепродуктов».

РД 153-39.4-041-99 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов».

РД 08-204-98 «Порядок уведомления и представления территориальными органами госгортехнадзора информации об авариях, аварийных утечках и опасных условиях эксплуатации объектов магистрального трубопроводного транспорта газов и опасных жидкостей».

РД 03-293-99 «Положение о порядке технического расследования причин аварий на опасных производственных объектах».

РД 04-383-00 «Положение о порядке представления, регистрации и анализа в органах Госгортехнадзора России информации об авариях, несчастных случаях и утратах взрывчатых материалов».

РД 153-39-011-97 «Инструкция по учету нефтепродуктов на магистральных нефтепродуктопроводах».

ГОСТ Р 22.0.05-94 «Техногенные чрезвычайные ситуации».

ГОСТ 27.002-89 «Надежность в технике. Основные понятия, термины и определения».

РД 153-112-014-97 «Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепродуктопроводах».

РД 153-39.4-060-00 «Методика расчета ущерба от криминальных врезок в нефтепродуктопроводы».

СНиП 2.05.06-85* «Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы».

ВНТП-3-90 «Нормы технологического проектирования разветвленных нефтепродуктопроводов».

ПОТ РО 112-002-98 «Правила по охране труда при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов».

ВППБ 01-03-96 «Правила пожарной безопасности для предприятий АК „Транснефтепродукт“.»

3. Термины и определения, принятые сокращения

3.1 В настоящем РД применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.2 В РД используются следующие сокращения:

4. Классификация аварий и повреждений

4.1 Аварии, повреждения МНПП разделяются на три вида:

• аварии, повреждения линейной части МНПП;
• аварии, повреждения основного и вспомогательного оборудования сооружений ГПС, ПС, НП;
• аварии производственной связи при ее отсутствии более 2 часов.

4.2 Причинами аварий, повреждений МНПП являются:

• разрывы или трещины сварных соединений МНПП;
• дефекты металла МНПП;
• дефекты соединений и узлов, разрывы прокладок запорной арматуры, вызывающие необходимость их замены или ремонта, связанного с изменением режимов работы МНПП;
• коррозия металла труб, сварных соединений, вызванная электрохимической, почвенной или внутренней коррозией;
• механические повреждения трубопроводов при производстве работ в охранной зоне МНПП;
• ошибки эксплуатационного персонала;
• нарушения герметичности линейной части МНПП, запорной арматуры с целью хищения нефтепродукта, приводящие к загрязнению водоемов или водотоков нефтепродуктом или нарушению работоспособности МНПП;
• стихийные явления (оползни, землетрясения, паводки и др.).

4.3 Причинами аварий, повреждений основного и вспомогательного оборудования сооружений ГПС, ПС, НП являются:

• неисправности насосов, электродвигателей и их вспомогательных систем;
• выход из строя резервуаров (разрушение, разгерметизация днищ, поясов, поломки понтонов, взрывы паров топлива);
• выход из строя электрических распределительных устройств, трансформаторов;
• разрывы сварных соединений и металла труб на технологических трубопроводах;
• отказы станционной запорной арматуры, вызывающие необходимость ее замены или ремонта, связанные с изменением режимов работы МНПП.

4.4. Техническое расследование причин аварий, повреждений производственной связи осуществляется в соответствии с "Правилами технической эксплуатации первичных сетей взаимоувязанной сети связи Российской Федерации" [1].

4.5 Аварии на МНПП могут сопровождаться одним или несколькими следующими событиями:

• смертельным(и) случаем(ями);
• травмированием с потерей трудоспособности или групповым травматизмом;
• воспламенением нефтепродукта или взрывом его паров;
• утечкой транспортируемого нефтепродукта в количестве более 1 т.

4.6. Нарушение исправного состояния МНПП, приведшее к безвозвратным потерям нефтепродуктов в ОПС в количестве 1 т и менее, классифицируется как повреждение.

4.7. Повреждения, ликвидируемые силами обслуживающего персонала АВБ ПС, НП, ЛПДС, не приведшие к безвозвратным потерям нефтепродуктов, прекращению или сокращению транспортировки нефтепродуктов по МНПП, подлежат учету.

4.8. Все аварии и повреждения подлежат учету и расследованию с целью установления их причин и принятия профилактических мер.

4.9. Последствия аварий в зависимости от тяжести разделяются на I, II, III категории.

4.9.1 К последствиям I категории относятся аварии, приведшие к одному из следующих событий:

• смертельному(ым) случаю(ям); травмированию с потерей трудоспособности или групповому травматизму;
• воспламенению нефтепродукта или взрыву его паров;
• безвозвратным потерям нефтепродуктов, равным 100 т и более.

4.9.2. К последствиям II категории относятся аварии, приведшие к безвозвратным потерям нефтепродуктов, равным 10 т и более.

4.9.3. К последствиям III категории относятся аварии, приведшие к безвозвратным потерям нефтепродуктов более 1 т.

5. Извещение об аварии, повреждении

5.1. Извещение об аварии, повреждении немедленно посылается электронной почтой или по телетайпу, или передается по телефону с обязательной записью в аварийном журнале, находящемся в диспетчерской (операторной):

5.1.1. Оператором ПС, НП - ответственным лицам, предприятиям и организациям, руководству ГПС, ПС, НП, диспетчеру ЛПДС в соответствии с ПЛА.

5.1.2. Диспетчером ЛПДС - руководству ЛПДС, диспетчеру ПО ОАО или диспетчеру ОАО.

5.1.3 Диспетчером ПО ОАО - руководству ПО ОАО и диспетчеру ОАО.

5.1.4 Диспетчером ОАО:

• руководству ОАО;
• в рабочее время - в подразделение ОАО АК (управление организации эксплуатации или управление поставок и перевозок);
• в нерабочее время - дежурному ОАО АК или дежурному диспетчеру ОАО "Телекомнефтепродукт".

5.1.5. Подразделение или дежурный по ОАО АК или дежурный диспетчер ОАО "Телекомнефтепродукт" представляет письменный или устный доклад о происшедшем событии руководству ОАО АК.

5.1.6 Руководство ПО ОАО, ОАО:

• в соответствии с РД 08-204-98 и РД 04-383-00 обязано незамедлительно уведомить об аварии, повреждении территориальный орган Госгортехнадзора России, осуществляющий надзор за МНПП (Перечень приведен в Приложении А), а также не позднее 30 дней направить в его адрес информацию в письменном виде по форме БМТ-02 (приложение Б) <*> в соответствии с РД 08-204-98;

<*> Не приводится.

• передать информацию об аварии в федеральные органы исполнительной власти, орган местного самоуправления;
• при несчастных случаях, произошедших при авариях, повреждениях, действовать в соответствии с требованиями, установленными в "Положении о расследовании и учете несчастных случаев на производстве" [2];
• уведомить территориальные органы МЧС России об аварии в случаях, предусмотренных "Инструкцией о сроках и формах представления информации в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера" [3];
• передать при необходимости информацию об аварии в территориальные органы Минприроды России, ГУГПС МВД России, МПС России, Минтранса России;
• уведомить об аварии, повреждении МНПП с целью хищения из них нефтепродуктов территориальные органы МВД России с последующей подачей заявления о возбуждении уголовного дела; при необходимости уведомить о происшедшем территориальные органы ФСБ России.

5.2. Диспетчер ОАО при извещении ОАО АК или дежурному диспетчеру ОАО "Телекомнефтепродукт" об аварии, повреждении сообщает:

• кем и когда получены сигналы об аварии, повреждении;
• дату и предполагаемое время аварии, повреждения;
• предполагаемое место аварии, повреждения (наименование нефтепродуктопровода, километр или участок трассы, обслуживающая его АВБ ПС (НП, ЛПДС), наименование нефтепродукта, находящегося в предполагаемом месте аварии, повреждения МНПП, и предполагаемый характер аварии, повреждения);
• сведения о пострадавших, угрозе населенным пунктам и ОПС, близлежащим предприятиям, землепользователю(ям) или землевладельцу(ам);
• расстояние(я) до ближайшего(их) водоема(ов) или водотока(ов), железнодорожной(ых) и автомобильной(ых) дорог, линий электропередач;
• информацию о проходящих в одном техническом коридоре или пересекаемых МНПП коммуникациях сторонних организаций;
• время остановки насосных агрегатов на ГПС, ПС, НП и перекрытия линейных задвижек, их расположение на трассе;
• время выезда на предполагаемое место аварии, повреждения патрульной группы АВБ, количество человек, должность и фамилию старшего в группе, вид организованной связи;
• время выезда аварийно - восстановительных(ой) бригад(ы) на место аварии, повреждения, количество человек, должность и фамилии(ю) старших(его) в бригадах(е), количество и наименование технических средств, направленных на ликвидацию аварии;
• об организованной постоянной связи, должность и фамилию ответственного лица за связь с местом аварии, повреждения;
• сведения об обстановке на местности, характере разлива и объемах выхода нефтепродукта;
• принятые или принимаемые меры по локализации разлива нефтепродукта и ликвидации аварии;
• предполагаемое время простоя МНПП;
• ожидаемые объемы поступления нефтепродукта в резервуары ГПС, ПС, НП, ЛПДС или сторонних организаций для освобождения аварийного участка;
• наличие нефтепродукта и свободной емкости на ГПС, ПС, НП, ЛПДС, а также предполагаемые изменения грузопотоков нефтепродуктов по МНПП;
• о поставленных в известность об аварии, повреждении органах исполнительной власти, надзора;
• о привлекаемых к ликвидации аварии специализированных сторонних подразделениях, наличии на месте аварии собственных средств пожаротушения, а также о привлечении средств местных органов ГУГПС МВД России.

Перечень сведений для передачи в ОАО АК приведен в Приложении В.

5.3 Последующая информация о ходе ликвидации аварии, повреждения передается каждые 2 часа до устранения аварии:

5.3.1 В рабочее время:

• ответственным лицом службы эксплуатации ОАО - в управление организации эксплуатации ОАО АК. Изменения и уточнения к переданным сведениям должны сообщаться немедленно.

5.3.2 В нерабочее время:

• диспетчером ОАО - дежурному ОАО АК или дежурному диспетчеру ОАО "Телекомнефтепродукт" с последующей ее передачей в управление организации эксплуатации ОАО АК. Изменения и уточнения к переданным сведениям должны сообщаться немедленно.

5.4. Информацию о ходе ликвидации последствий аварии, повреждении передает ежедневно ответственное лицо службы эксплуатации ОАО в управление организации эксплуатации ОАО АК до их полного устранения.

5.5. Лица, ответственные за передачу ежедневной информации в ОАО АК по авариям, повреждениям в соответствии с п. п. 4.5, 4.6, 4.7, а также за представление месячных и квартальных отчетов (Приложения Г, Д, Е, Ж, И), назначаются приказом или распоряжением ОАО. Копия приказа (распоряжения) и изменения к нему направляются в ОАО АК.

5.6. О повреждениях магистральных нефтепродуктопроводов с целью хищения оборудования, средств связи, сигнализации и автоматики руководство ПО ОАО, ОАО уведомляет также территориальные органы МВД России с последующей подачей заявления о возбуждении уголовного дела; при необходимости уведомляет о происшедшем территориальные органы ФСБ России.

5.7. Лица, виновные в сокрытии аварии, повреждения, искажении информации, уничтожении материалов, связанных с происшедшим событием, несут ответственность в соответствии с законодательством Российской Федерации.

6. Порядок расследования аварии, повреждения

6.1. По каждому факту происшедшей аварии, повреждения проводится обязательное техническое расследование с целью установления причин и принятия мер по предотвращению их возникновения в будущем.

6.2. Техническое расследование причин аварии производится специальной комиссией, которую возглавляет представитель территориального органа Госгортехнадзора России или по согласованию с руководством территориального органа Госгортехнадзора России главный инженер (руководитель) ПО ОАО или главный инженер (руководитель) ОАО.

Комиссия назначается приказом территориального органа Госгортехнадзора России или по согласованию с ним - приказом ОАО или ПО ОАО.

В состав комиссии по согласованию включаются представители:

• ЛПДС, ПС, НП, ПО ОАО, ОАО;
• территориальных органов Госгортехнадзора России;
• ОАО АК;
• при необходимости представители органов: субъекта Российской Федерации и (или) органа местного самоуправления, на территории которых произошла авария; МЧС России, ГУГПС МВД России, Минтруда России, территориального объединения профсоюзов, Минздрава России, государственного Энергонадзора, Минприроды России, Госкомрыболовства России, Госкомстроительства России, МПС России, Минтранса России, заводов - изготовителей труб, арматуры, оборудования, проектных институтов, научно - исследовательских и специализированных управлений пусконаладочных работ, страховых компаний.

6.3. Техническое расследование причин повреждения проводится комиссией ПС, НП, ЛПДС под председательством их руководителя. Комиссия назначается приказом ПО ОАО или ОАО.

6.4. Комиссия, проводящая техническое расследование причин аварии, повреждения, происшедших из-за предполагаемого некачественного изготовления труб, арматуры, оборудования, нарушения технологии строительно - монтажных работ или некачественных проектных решений, должна известить об этом соответствующие предприятия (организации) и включить их представителя в состав комиссии по техническому расследованию причин аварии, повреждения, уведомив эти предприятия (организации) о необходимости прибытия представителя к началу работы комиссии.

6.5. Если представители предприятий (организаций), вызванные комиссией для участия в техническом расследовании причин аварии, повреждения, не прибыли в указанные сроки для участия в работе, комиссия по техническому расследованию причин аварии, повреждения приступает к работе без их участия.

6.6. Расследование причин несчастных случаев, происшедших в результате аварии, повреждения, осуществляется в соответствии с "Положением о расследовании и учете несчастных случаев на производстве" [2].

6.7. До прибытия комиссии все части разрушенного, поврежденного объекта должны быть по возможности сохранены персоналом, эксплуатирующим объект (если это не угрожает жизни и здоровью людей, не увеличивает ущерб ОПС). В случае невозможности его сохранения - зафиксировать сложившуюся обстановку (схемы, фотографии, видеосъемка и т.д.).

6.8. Обязанности членов комиссии по техническому расследованию причин аварии, повреждения.

6.8.1 Приступить к работе немедленно по прибытии на место.

6.8.2. Произвести осмотр, фотографирование, при необходимости видеосъемку, составить схемы и эскизы места аварии, повреждения и протокол осмотра места аварии.

6.8.3. Не сдерживать ход работ по ликвидации аварии, повреждения и их последствий, взаимодействовать со специализированными подразделениями, привлеченными для ликвидации аварии.

6.8.4. Производить расследование по возможности в присутствии работников, во время работы которых произошла авария, повреждение.

6.8.5. Установить организационные и технические причины, вызвавшие аварию, повреждение.

6.8.6. Установить факторы конструктивного, технологического или эксплуатационного характера, вызвавшие аварию или повреждение. Для этих целей выясняется:

• соответствие отказавшего объекта проекту, ГОСТу, техническим условиям на изготовление;
• соответствие выполнения строительно - монтажных работ требованиям проекта, СНиП, другой нормативно - технической документации;
• соответствие эксплуатационных параметров работы МНПП разрешенным регламентам (технологическим картам, распоряжениям);
• наличие и состояние автоматической защиты, средств сигнализации, предохранительных устройств;
• правильность действий персонала в аварийной ситуации.

6.8.7 В случае аварии, повреждения на линейной части МНПП установить:

• характер разрушения (разрыв или трещина по основному металлу, кольцевому, продольному или спиральному сварному шву с указанием координат по ходу движения нефтепродукта, размеры и форму);
• очаг разрушения;
• тип излома;
• наличие коррозионных разрушений и вид коррозии (сплошная, равномерная, неравномерная, избирательная, местная, пятнами, язвами, точечная, сквозная, нитевидная, подповерхностная), ее размеры;
• наличие строительно - монтажных, заводских, металлургических дефектов (несоответствие радиусов поворотов трасс проекту в вертикальной и горизонтальной плоскостях, смещение кромок, непровар сварных швов, царапины, вмятины, гофры, расслоение металла, шлаковые включения и др.);
• воздействия, влияющие на напряженное состояние и общую устойчивость трубопровода (гидродинамические и циклические нагрузки, повышенное давление, температурные воздействия, изгибы, нагрев в закрытом объеме, замораживание, стихийные явления и т.д.);
• состояние изоляционного покрытия, электрохимической защиты;
• соответствие проекту и действующей нормативно - технической документации требованиям по необходимой глубине заложения МНПП, обозначение в натуре и в документации вантузов и других устройств.

6.8.8 В случае аварии, повреждения соединительных деталей - переходников, тройников, крестовин установить:

• соответствие конструкции и метода изготовления требованиям ГОСТов, нормалей;
• наличие температурных воздействий;
• соблюдение технологии сварочных работ (недопущение превышения разностенности, подварка корня шва и др.).

6.8.9. Определить количество нефтепродукта, вышедшего на рельеф местности.

6.8.10 Определить размер ущерба, причиненного аварией, повреждением.

6.8.11. По результатам расследования аварии, повреждения линейной части МНПП выдать заключение и составить акт специальной формы (Приложения К, Л). Акт расследования повреждения линейной части МНПП может составляться в сокращенной форме.

6.8.12. По результатам расследования аварии, повреждения на других объектах МНПП составить акт произвольной формы (примерная форма акта представлена в Приложении М).

6.8.13. Направить акт технического расследования причин аварии, повреждения в ОАО (два экземпляра).

6.8.14. Закончить расследование причин аварии, повреждения в течение 10 дней. В случае необходимости проведения дополнительных исследований и экспертиз срок работы комиссии для расследования причин аварии, повреждения может быть продлен органом, назначившим комиссию, но не должен превышать 30 дней.

6.8.15. По результатам причин расследования аварии, повреждения выдать ОАО рекомендации и предложения, направленные на недопущение аналогичных событий.

6.8.16. Подписать акт технического расследования аварии, повреждения. Лицо, не согласное с содержанием акта, обязано изложить особое мнение и приложить его к акту.

6.9. Члены комиссии несут ответственность за качество расследования причин аварии, повреждения, достоверность получаемых при этом результатов в соответствии с законодательством Российской Федерации.

6.10 Права членов комиссии по техническому расследованию причин аварии, повреждения:

Члены комиссии имеют право:

6.10.1. Требовать от должностных лиц ГПС, ПС, НП, ЛПДС, ПО ОАО, ОАО предъявления необходимой документации, материалов, сведений, связанных с выяснением обстоятельств аварии, повреждения, а также обеспечения техническими средствами и оборудованием для работы.

6.10.2. Привлекать к расследованию причин аварии, повреждения экспертные организации и специалистов в области промышленной безопасности, изысканий, проектирования, научно - исследовательских и опытно - конструкторских работ, страхования, изготовления оборудования и в других областях для выполнения расчетов и консультаций.

6.10.3. Направить образцы отказавшего объекта на лабораторные исследования в специализированные организации с целью уточнения причин аварии, повреждения.

6.10.4. Получать письменные объяснения и в письменной форме уточнять вопросы по существу дела от обслуживающего объект персонала, работников, ставших свидетелями происшедшей аварии, повреждения, а также о принятых ими мерах по предупреждению развития аварии, повреждения.

6.11 Обязанности должностных лиц ОАО.

6.11.1. Представить комиссии материалы, сведения, информацию, касающиеся обстоятельств происшедшего, а также обеспечить техническими средствами и оборудованием, необходимыми для осуществления ее полномочий.

6.11.2. Если комиссией установлено, что авария, повреждение произошли из-за конструктивных недостатков оборудования, некачественного изготовления труб, оборудования, нарушения технологии строительно - монтажных работ, проектных недостатков, то руководство ОАО обязано направить в соответствующее предприятие обоснованную рекламацию, а ее копию - в вышестоящую организацию, в ведении которой находится предприятие, выпустившее некачественную продукцию.

6.11.3. Финансировать расходы по техническому расследованию причин аварии, повреждения.

6.11.4. Произвести расчет экономического ущерба от аварии, повреждения.

6.11.5. Главный инженер ОАО рассматривает заключение комиссии и в трехдневный срок утверждает его или, в случае несогласия с ним, направляет обоснованный протест председателю комиссии и в ОАО АК.

6.11.6. Если комиссией установлена виновность лица (лиц) или предприятия(ий) в аварии, повреждении, то руководство ОАО обязано предъявить им (ему) иск в установленном законодательством Российской Федерации порядке.

6.11.7. В десятидневный срок с момента завершения работы комиссии и подписания акта технического расследования причин аварии, повреждения издать приказ или циркулярное письмо с указанием причины аварии, повреждения, виновного работника(ов), принятых против него (их) мерах административного и материального наказания, разработанных мероприятий по завершению последствий аварии, повреждения со сроками и ответственными лицами за их выполнение. Приказ (письмо) доводится до сведения всех подразделений ОАО, копия направляется в ОАО АК.

6.12. Особенности технического расследования аварии, повреждения линейной части МНПП.

6.12.1. Необходимо зафиксировать длину очага разрушения, вид излома (хрупкий, вязкий, смешанный, усталостный, коррозионно - механическое разрушение), вид концентраторов напряжений в очаге разрушения и т.д.

Для подготовки излома к осмотру его очищают с помощью моющих средств и волосяных щеток. Очистка излома металлическими щетками и острыми предметами, которые могут его повредить, не допускается. Не допускается промывка излома растворами различных кислот.

6.12.2. В тех случаях, когда на месте разрушения невозможно точно установить причину аварии, повреждения трубопровода и металл трубы передается в лабораторию для исследования, необходимо закрыть поверхность излома консервационной смазкой, не допускать ударов по металлу, сверления технологических отверстий, особенно в зонах очага разрушения.

Вырезка катушки или образцов из поврежденного трубопровода оформляется актом произвольной формы.

Вырезка катушки, выполняемая при техническом расследовании аварии, повреждения для выяснения их причин, должна сопровождаться установкой маяков, фиксирующих продольные и поперечные смещения свариваемых концов труб.

Величина смещений, определяемая с достаточной точностью при помощи мерных линеек или прогибомеров, должна отражаться в акте технического расследования аварии.

7. Порядок учета аварий, повреждений

7.1. Акты технического расследования причин аварии, повреждения с необходимыми материалами, указанными в приложении к акту технического расследования, составляются в количестве, определяемом исходя из состава членов комиссии, причем один экземпляр должен храниться на ГПС (ПС, НП, ЛПДС), один - в ПО ОАО и два экземпляра должны направляться в ОАО.

7.2. Копия акта технического расследования аварии, повреждения с необходимыми материалами, указанными в приложении к акту технического расследования, с обязательной визой главного инженера ОАО не позднее 3 дней после окончания расследования аварии представляется ОАО в ОАО АК (Приложения К, М).

7.3. Копии акта технического расследования аварии, повреждения магистральных нефтепродуктопроводов могут быть направлены при необходимости органам прокуратуры по месту нахождения подразделения ПО ОАО.

7.4. На ЛПДС, ПС, НП, в ПО ОАО, в ОАО ведется и постоянно хранится журнал учета аварий и повреждений магистральных нефтепродуктопроводов установленной формы.

7.5. Информация о всех авариях и повреждениях представляется ОАО в ОАО АК ежемесячными отчетами, высылаемыми не позднее 5 числа следующего месяца по установленным формам (Приложения Д, Е, Ж, И).

7.6. Акты технического расследования аварий и повреждений магистральных нефтепродуктопроводов с необходимыми материалами, указанными в приложении к акту технического расследования, хранятся постоянно до окончания срока функционирования объекта.

7.7. Эскиз метода исправления разрушения (исполнительный документ) хранится с исполнительской документацией.

8. Порядок определения количества нефтепродуктов, потерянных при авариях, повреждениях, а также при хищениях на МНПП

8.1. Комиссией по расследованию аварии, повреждения МНПП должны быть приняты все необходимые меры для точного определения количества потерянных нефтепродуктов.

При полном разрыве или трещине в сварном шве трубопровода, при которых на ПС, НП, ЛПДС зафиксировано падение давления на насосных агрегатах или не зафиксировано падение давления, но на месте повреждения обнаружен выход нефтепродукта на рельеф местности, определение потерь нефтепродуктов производится на основании следующих данных.

8.1.1. Немедленно по обнаружению падения давления или получению извещения о выходе нефтепродукта останавливается работа МНПП на аварийном участке, даются указания линейным обходчикам (при их наличии) или аварийно - восстановительным бригадам для установления места аварии.

Для уменьшения ущерба ОПС, сокращения потерь нефтепродуктов принимаются следующие меры:

ближайшей запорной арматурой к месту аварии, повреждения перекрывается аварийный участок МНПП;

освобождение аварийного участка МНПП при возможности самотечного выхода нефтепродукта в резервуары ГПС, ПС, НП, ЛПДС или сторонних организаций (например, нефтебаз, подключенных отводами к МНПП) при наличии соответствующих договоров о взаимодействии при аварийных ситуациях.

В этот же момент в подключенных резервуарах на обеих концевых станциях аварийного участка замеряются уровни нефтепродуктов. Время закрытия запорной арматуры и замера уровня нефтепродуктов в резервуарах фиксируется с точностью до одной минуты.

После прекращения самотечного выхода нефтепродукта из МНПП в резервуары станций или подключенных нефтебаз в них повторно замеряется уровень и определяется количество поступившего нефтепродукта.

Резервуары станции, расположенной выше аварийного участка, должны быть отключены от этого участка трубопровода.

8.1.2. На месте аварии, повреждения после их ликвидации персонал АВБ организует контроль за техническим состоянием МНПП. Возобновление его работы осуществляется в соответствии с технологическим регламентом работы МНПП.

8.1.3. Момент начала поступления нефтепродукта в резервуар последующей станции фиксируется с точностью до одной минуты, немедленно сообщается по телефону на предыдущую станцию, где вновь замеряется уровень в резервуаре и определяется количество нефтепродукта, откачанного на заполнение освобожденного участка МНПП.

8.1.4. Количество нефтепродукта, потерянное при аварии, повреждении, определяется при возобновлении работы МНПП следующим образом [4]:

П = А + Б - В - Г, т,

где: П - фактические потери нефтепродукта;

А - масса нефтепродукта, использованного на заполнение опорожненного участка МНПП;

Б - масса нефтепродукта (истечение топлива на рельеф местности из места повреждения) от момента разрыва МНПП до момента прекращения перекачки, а также после остановки работы МНПП;

В - масса нефтепродукта, поступившего самотеком в резервуары обеих станций и (или) подключенных нефтебаз после прекращения перекачки;

Г - масса нефтепродукта, собранного на месте аварии.

8.1.5. Определенная таким образом масса потерянного при аварии, повреждении нефтепродукта подтверждается на месте аварии, повреждения по объему грунта, насыщенного нефтепродуктом.

Для этого комиссия:

• составляет эскиз площади, залитой нефтепродуктом, и определяет ее размеры;
• определяет глубину проникновения нефтепродукта в грунт на всей залитой площади при помощи ряда шурфов;
• определяет объем грунта, насыщенного нефтепродуктом;
• отбирает пробы грунта, впитавшего нефтепродукт и не загрязненного нефтепродуктом. Количество проб определяется в зависимости от площади, залитой нефтепродуктом, но должно быть не менее 10.

После выполнения указанного определяется масса нефтепродукта, впитавшегося в грунт (Приложение Н), и уточняются результаты, полученные при расчете движения нефтепродуктов до, во время и после происшедшей аварии, повреждения.

8.2. Незначительные потери нефтепродукта через трещины сварных стыков, коррозионные свищи, ремонтные хомуты и др., при аварии, повреждении, которые не вызывают падения давления на ГПС, ПС, НП, ЛПДС, определяются в соответствии с методами, изложенными в п. п. 8.1.4, 8.1.5.

8.3. В Приложении П приведен метод расчета потерь нефтепродукта при истечении топлива через отверстия, "малые" свищи и трещины.

8.4. В Приложении Р приведены данные для расчета потерь автомобильного бензина от испарения на месте аварии, повреждения в зависимости от температуры окружающей среды и скорости движения воздуха.

8.5. Количество потерянного топлива при хищениях, авариях и повреждениях определяется также в соответствии с РД 153-39.4-060-00.

9. Автоматизированное определение количества нефтепродуктов, потерянных при авариях, повреждениях и хищениях на МНПП

9.1. Для автоматизированного расчета потерь нефтепродуктов при авариях, повреждениях и хищениях нефтепродуктов рекомендуется использовать компьютерные программы "Авис" и "Авис - грунт".

9.1.1. Компьютерная программа "Авис" предназначена для автоматизированного расчета объема нефтепродукта, вытекшего из нефтепродуктопровода непосредственно через отверстие в стенках трубопровода или через подсоединенный к трубопроводу шланг с известными длиной и диаметром. Программа позволяет вычислить:

• объем вытекшего нефтепродукта до момента отключения перекачивающей станции;
• объемы вытекшего нефтепродукта "до" и "между" моментами перекрытия задвижек, изолирующих место повреждения трубопровода;
• часовой расход истечения;
• объем вытекшего нефтепродукта в течение заданного времени, в частности, до момента ликвидации аварии или полного вытекания топлива.

9.1.2. Для расчета потерь нефтепродукта необходимо иметь профиль трубопровода, плотность и вязкость вытекающей жидкости, параметры отверстия, параметры отводного шланга (если он использовался для хищения топлива), координаты отверстия и отсекающих задвижек, время отключения станции, перекрытия задвижек и ликвидации аварии.

Правила использования компьютерной программы "Авис", работающей в среде "Windows" и написанной в диалоговом режиме, изложены в специальной инструкции.

9.2. Компьютерная программа "Авис - грунт" предназначена для автоматизированного расчета объема нефтепродукта, вытекшего из нефтепродуктопровода в грунт через отверстие в его стенках. Программа позволяет вычислить объем нефтепродукта, вытекающего из трубопровода в грунт в течение определенного интервала времени. Дополнительно к исходным данным, используемым в программе "Авис", в программе "Авис - грунт" необходимо знать проницаемость грунта в месте аварии (в единицах Дарси или м/сут.).

Правила использования компьютерной программы "Авис - грунт", работающей в среде "Windows" и написанной в диалоговом режиме, изложены в специальной инструкции.

9.3. Для автоматизированного расчета потерь нефтепродуктов при авариях, повреждениях или хищениях нефтепродуктов неизвестными лицами в длительное время простаивающих трубопроводах рекомендуется использовать компьютерные программы "Крот" и "Стояк".

9.3.1. Компьютерная программа "Крот" предназначена для автоматизированного расчета объема нефтепродукта, вытекшего из нефтепродуктопровода непосредственно через отверстие в стенках трубопровода (или через подсоединенный к трубопроводу шланг с известными длиной и диаметром) при известном начальном напоре жидкости в месте аварии. Программа позволяет вычислить:

• объем вытекшего нефтепродукта до момента отключения перекачивающей станции;
• объемы вытекшего нефтепродукта "до" и "между" моментами перекрытия задвижек, изолирующих место повреждения трубопровода;
• часовой расход истечения;
• объем вытекшего нефтепродукта в течение заданного времени, в частности, до момента ликвидации аварии или полного вытекания топлива.

9.3.2. Компьютерная программа "Стояк" предназначена для автоматизированного расчета объема нефтепродукта, находящегося на участке рельефного трубопровода, содержащего сечение, в котором известно давление (напор) жидкости.

9.4. Правила пользования компьютерными программами, работающими в среде "Windows" и написанными в диалоговом режиме, изложены в специальной инструкции для пользователей (приложение С) <*>.

<*> Не приводится.

10. Списание безвозвратных потерь нефтепродуктов при авариях, повреждениях и хищениях на магистральных нефтепродуктопроводах

10.1. Списание с бухгалтерского баланса ОАО убытков и исключение из товарного баланса безвозвратных потерь нефтепродуктов при авариях и хищениях производится после тщательной проверки причин убытков, выявления виновных в этом лиц и принятия необходимых мер к взысканию с них утраченных сумм.

10.2. Списание с бухгалтерского баланса ОАО убытков и исключение из товарного баланса безвозвратных потерь нефтепродуктов при авариях и хищениях производится на основании:

• решений суда или правоохранительных органов в определенных ими размерах и количествах;
• заключений экспертных комиссий при отказе правоохранительных органов в возбуждении уголовного дела и отсутствии конкретных виновных лиц.

10.3. При отказе правоохранительных органов и судов в возбуждении уголовного дела заключение о списании убытков и количестве безвозвратных потерь нефтепродуктов от каждой аварии или хищения менее 50 т выдается экспертной комиссией ОАО, более 50 т - экспертной комиссией ОАО АК.

10.4. Экспертная комиссия ОАО назначается приказом ОАО в следующем составе: председатель комиссии - главный инженер (заместитель генерального директора); члены комиссии - главный бухгалтер; руководители служб: технической, эксплуатационной, товаротранспортной, капитального строительства; секретарь комиссии; других работников ОАО.

10.5. Экспертная комиссия ОАО АК назначается приказом ОАО АК в следующем составе: председатель комиссии - вице - президент ОАО АК; члены комиссии - главный бухгалтер; руководители: управления организации эксплуатации, управления поставок и перевозок, отдела охраны труда, пожарной безопасности и экологии; секретарь комиссии; других работников ОАО АК.

10.6. Экспертные комиссии дают заключения о списании убытков от безвозвратных потерь нефтепродуктов при авариях и хищениях в каждом случае отдельно.

10.7. Основанием для рассмотрения экспертными комиссиями вопроса об исключении из товарного баланса безвозвратных потерь нефтепродуктов при авариях и хищениях является акт технического расследования аварии, повреждения и другие обосновывающие документы и материалы.

10.8. Экспертные комиссии ОАО, ОАО АК могут привлекать к работе представителей сторонних специализированных организаций.

10.9. Экспертные комиссии представляют совету директоров ОАО заключения и другие необходимые материалы, касающиеся рассматриваемого вопроса.

10.10. Решение о списании с бухгалтерского баланса ОАО убытков и исключение из товарного баланса безвозвратных потерь нефтепродуктов принимается собранием акционеров ОАО либо другим органом, им установленным.

10.11. После принятия решения о списании убытков безвозвратных потерь нефтепродуктов при авариях и хищениях оформление списания производится в соответствии с требованиями бухгалтерского учета [5].

11. Проверка знаний Инструкции работников открытых акционерных обществ

При аттестации работников ОАО проводится проверка знаний требований соответствующих разделов РД:

• служб эксплуатации - знание РД;
• товарных служб - знание разделов 4, 5, 6, 7 РД;
• бухгалтерского учета и отчетности - знание раздела 10 РД;
• служб безопасности - знание разделов 3, 4, 5, 6, 7 РД;
• служб охраны труда и техники безопасности - знание разделов 3, 4, 5 РД.

Примечания. 1. Границы раздела территорий надзора за объектами магистральных трубопроводов между органами Госгортехнадзора России устанавливаются, как правило, по границам обслуживания смежных структурных подразделений предприятий, эксплуатирующих объекты магистральных трубопроводов. Эти границы могут не совпадать с границами субъектов Российской Федерации.

2. Границы раздела надзора за объектами магистральных трубопроводов между территориальными органами Госгортехнадзора России оформляются двусторонними актами.

3. Закрепление поднадзорных территорий за территориальными органами может быть изменено по указанию Госгортехнадзора России.

Подпись ответственного лица

<*> 1. Событие, соответствующее разделу 4 и п. 5.6 настоящей Инструкции.

2. Любые отклонения контролируемых параметров от установленных регламентов работы объекта.

3. Любые возгорания, пожары, аварии, повреждения, стихийные явления в охранных зонах нефтепродуктопроводов.

4. Случаи задержаний посторонних лиц, автотранспорта, специальной техники, связанные с криминальными врезками в нефтепродуктопроводы.

<**> 1. По системе обнаружения утечек.

2. При плановом обходе.

3. При внеплановом обходе.

4. Сообщение посторонних лиц.

5. Другое.

Главный инженер ОАО

Примечание. Стоимость затрат на территории государств СНГ, Украины указывается в российских рублях.

Руководитель ОАО

Примечание. Стоимость затрат на территории государств СНГ, Украины указывается в российских рублях.

Руководитель ОАО ________________________________________

Исполнитель: должность, фамилия, имя, отчество, телефон

Дата

Примечание. В графе 11 "Закончено судов" указывается количество законченных за отчетный период судов независимо от того, когда было совершено хищение, и соответственно в графе 12 - количество всех осужденных лиц.

Руководитель ОАО ________________________________________

Исполнитель: должность, фамилия, имя, отчество, телефон

Дата

Примечание. В графе 11 "Закончено судов" указывается количество законченных за отчетный период судов независимо от того, когда было совершено хищение, и соответственно в графе 12 - количество всех осужденных лиц.

_________________________ __________________________

(место составления акта)

Комиссия, назначенная приказом ___________________________________

____________________________ N ________ от "___" _________________

(наименование ПС, НП, ПО ОАО, ОАО)

в составе:

председателя _________________________________________

(Ф.И.О., должность)

и членов_____________________________________________

(Ф.И.О., должность)

после ознакомления с проектной и  эксплуатационной  документацией,
изучения  места аварии (повреждения) и обстоятельств,  при которых

произошла авария (повреждение) объекта, установила следующее:

1.

2.

3.

4.

5.

6.

1. Сокращенный профиль поврежденного участка с эпюрой давления, технологической схемой и ситуацией.

2. Ситуационный план с эскизом площади, залитой нефтепродуктом.

3. Справка товаротранспортной службы с расчетом потерь нефтепродукта.

4. Эскиз (фото) разрушения с указанием размеров.

5. Эскиз восстановления участка поврежденного трубопровода (исполнительный документ).

6. Картограммы самопишущих манометров на нагнетании и всасывании ближайших перекачивающих станций отказавшего участка.

7. Заключение научно — исследовательского института (лаборатории) об исследовании образцов из дефектных участков (при необходимости).

8. Объяснительные записки и другие материалы (при необходимости).

9. Заключение комиссии.

Примечание. Приложения должны быть подписаны всеми членами комиссии.

Председатель комиссии:

Члены комиссии:

Подпись главного инженера ОАО:

1. Информация, которую предполагается получить в графе «Данные расследования причин аварии (повреждения)» путем ответов на вопросы, касается непосредственно объекта аварии, повреждения (места аварии, повреждения): его территориальной принадлежности, местоположения относительно головной и перекачивающих станций, основных конструктивных, технико — технологических и других параметров, характеризующих непосредственно или опосредованно отказавший объект и обстоятельства аварии.

2. Объект расследования: тело трубы заводской поставки, тройник, переходник, вантуз, обратный клапан, камера пуска — приема очистных устройств, колена гнутые, узлы подключения коллектора к насосу.

3. Конструктивное исполнение объекта. Указывается способ прокладки: подземный, наземный, надземный, подводный, под автомобильной дорогой, под железной дорогой, по болоту.

4. Конструктивное исполнение трубы. Указывается конструкция труб — бесшовная, прямошовная, со спиральным швом.

5. Вид защитного покрытия. Указывается вид защитного покрытия (битумное, полимерное и т.п.).

6. Тип изоляции. Указывается тип изоляции (нормальная, усиленная).

7. Защитный потенциал. В числителе указывается величина защитного потенциала трубопровода в месте на момент аварии, в знаменателе — необходимый для данного участка минимальный защитный потенциал, например: 0,6/0,85 В.

8. Дата приемочных испытаний (для периодических испытаний). Для трубопроводов с длительным сроком эксплуатации, испытываемых периодически, указывается дата последнего испытания.

9. Характеристика местности. Указывается характеристика местности: уклон или изменение уклона (для пересеченной местности), равнина, а также характеристика поверхностного слоя: трава, пашня, кустарник, лес, болото и прочее.

10. Геологические условия. Указывается тип грунтов, в которых уложен участок подземного трубопровода: песчаный, супесчаный, глинистый, суглинистый, скальный, торфяной, а также их просадочность (по коэффициенту просадочности «в»: непросадочные — в < 0,1; просадочные — 0,1 <= в <= 0,3; сильнопросадочные — в > 0,3).

11. Дата, время и способ обнаружения аварии, повреждения. Указывается год, месяц, число, час (с точностью до минут) обнаружения, а также способ ее обнаружения: по показанию приборов, визуально обходчиком, вертолетным патрулем, по дебалансу перекачки, посторонними лицами или другим способом.

12. Способ ликвидации аварии: замена трубы, вварка катушки, вырезка дефектного участка стыка и последующая его заварка, наварка заплат, установка хомута, муфты, забивка свища пробкой с последующей обваркой и т.д.

13. Стадия эксплуатации, при которой произошла авария, — пуск в эксплуатацию, в процессе работы, капремонт и т.п.

14. Величина продольных и поперечных смещений концов труб. Пункт заполняется в случае ремонта сопровождаемого вырезкой трубы, катушки. Указывается величина смещений концов труб, определяемая при помощи установки маяков, фиксирующих продольные и поперечные смещения.

15. Характер и место дефекта: свищ на теле трубы, группа свищей на теле трубы, свищ в заводском продольном (спиральном) шве, разрыв по кольцевому монтажному шву, разрыв по околошовной зоне заводского продольного, спирального шва, разрыв по целому металлу, трещина в заводском продольном, спиральном шве, трещина по целому металлу, трещина переходника и т.д.

16. Характер очага разрушения: неметаллические включения, расслоения, поры, шлаковые включения, выходящие на поверхность излома, закаты, непровары, риски, царапины, подрезы, кратеры, свищи, поверхностные дефекты в виде вмятин, раковины, наплывы, перекрытие швов, следы зачистки дефектов, плены, рванины, открывшиеся пузыри, забоины, различного рода и происхождения трещины, различного рода и происхождения коррозионные повреждения; часто излом происходит при взаимном влиянии нескольких очагов разрушения.

17. Вид излома: хрупкий, вязкий, смешанный, усталостный, коррозионно — механическое разрушение (коррозионная усталость и коррозионное растрескивание), электрохимическая коррозия.

18. Причина аварии: несоблюдение норм проектирования, нарушение правил технической эксплуатации, несоблюдение требований СНиП, низкий уровень качества материалов или брак, брак строительно — монтажных работ, стихия, нарушение Правил производства работ в охранной зоне, коррозионные процессы, повреждение трубопровода посторонними лицами с целью хищения нефтепродуктов, акт терроризма.

1. Название акционерного общества, его ведомственная принадлежность и адрес

2. Состав комиссии:

Председатель: (фамилия, инициалы, должность)

Члены комиссии: (фамилия, имя, отчество, должность).

3. Характеристика открытого акционерного общества (кратко), объекта, участка и места аварии (повреждения).

4. Квалификация обслуживающего персонала (где и когда проходил обучение и инструктаж по технике безопасности, проверку знаний в квалификационной комиссии).

5. Обстоятельства аварии (повреждения).

6. Организационные и технические причины аварии (повреждения).

7. Мероприятия по устранению причин аварии (повреждения).

8. Заключение о виновных, допустивших аварию (повреждение), и предложенные меры по их наказанию.

9. Величина ущерба от аварии (повреждения).

10. Расследование проведено и акт составлен.

11. Материал расследования на ________________ листах.

12. Подписи: председатель комиссии, члены комиссии.

Количество нефтепродукта, впитавшегося в грунт, определяется как разница в весе 100 куб. см грунта, взятого с места аварии (т.е. грунта, пропитавшегося нефтепродуктом), и 100 куб. см грунта, взятого вблизи места аварии, но не пропитавшегося нефтепродуктом. Отбор проб осуществляется равномерно по всей площади грунта, залитого нефтепродуктом.

Количество отбираемых проб грунта зависит от площади, залитой нефтепродуктом, но должно быть не менее 10.

По вычисленному полному объему грунта, залитого нефтепродуктом, определяется количество нефтепродукта, содержащегося в грунте:

n

SUM (P1i — P2i)

i=1

G = V ---------------,

100n

где: G — количество нефтепродукта, впитавшегося в грунт, т;

V — объем грунта, залитого нефтепродуктом, куб. м, определяется как произведение площади, залитой нефтепродуктом, кв. м, на среднюю глубину пропитки грунта, м, нефтепродуктом в пробах, взятых не менее чем в 10 точках.

Р1i — приведенный вес образца объемом 100 куб. см грунта, впитавшего розлитый нефтепродукт, г в 100 куб. см;

P2i — приведенный вес образца объемом 100 куб. см грунта, не впитавшего розлитый нефтепродукт, г в 100 куб. см;

n — количество пар проб грунта;

i — номер отбираемой пары проб грунта.

---

Q = мюF /2gH,

где: Q — объемный расход, куб. м/с;

мю — коэффициент истечения жидкости из отверстия;

F — площадь сечения отверстия, кв. м;

g — ускорение свободного падения, равное 9,81 м/кв. с;

H — напор столба жидкости в месте истечения, м.

Скорость испарения огнеопасных жидкостей в зависимости от температуры и скорости движения воздуха по экспериментальным данным МИСИ им. В.В. Куйбышева ([6], стр. 54) приведена ниже:

1. «Правила технической эксплуатации первичных сетей взаимоувязанной сети связи Российской Федерации», утвержденные Приказом Государственного комитета Российской Федерации по связи и информатике от 19.10.1998 № 187.

2. «Положение о расследовании и учете несчастных случаев на производстве», утвержденное Постановлением Правительства Российской Федерации от 11.03.99 № 279.

3. «Инструкция о сроках и формах представления информации в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера», утвержденная Приказом МЧС России от 07.07.1997 № 382.

4. В.Б. Галеев, В.И. Харламенко, Е.М. Сощенко «Эксплуатация магистральных нефтепродуктопроводов». — М.: 1973.

5. «О составе затрат, нормах и нормативах». — М.: 1995.

6. Справочник по пожарной безопасности и противопожарной защите на предприятиях химической, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. — М.: Химия, 1975.

7. Федеральный закон Российской Федерации «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 № 116-ФЗ.

8. Л.А. Мацкин, И.Л. Черняк, М.С. Илембитов «Эксплуатация нефтебаз». — М.: Недра, 1975.

9. М.В. Лурье «Сборник задач по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа». — М.: 1995.

10. «Правила охраны магистральных трубопроводов».

------------------------------------------------------------------