действует Редакция от 19.06.2003 Подробная информация

Наименование документ	ПРИКАЗ Минэнерго РФ от 19.06.2003 N 232 «ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕБАЗ»
Вид документа	приказ, правила
Принявший орган	минэнерго рф
Номер документа	232
Дата принятия	01.01.1970
Дата редакции	19.06.2003
Номер регистрации в Минюсте	4785
Дата регистрации в Минюсте	20.06.2003
Статус	действует
Публикация	«Российская газета», N 224, 05.11.2003 «Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти», N 42, 20.10.2003
Навигатор	Примечания

ПРИКАЗ Минэнерго РФ от 19.06.2003 N 232 «ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕБАЗ»

ПАСПОРТ НЕФТЕБАЗЫ

N резервуара по технологической схеме	Хранимый продукт	Характер установки (наземный, подземный) и исполнение (горизонтальный, вертикальный, сферический и т.д.)	Номинальная вместимость, куб. м	Год постройки

Тип и марка насосных агрегатов	Год установки	Производительность, куб. м/ час	Напор, м	Перекачиваемый нефтепродукт	Мощность электродвигателя, кВт

\r\n 8. ХАРАКТЕРИСТИКА ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ\r\n

N п/п	Наименование зданий и сооружений, их краткая характеристика	Площадь кв. м	Категория по взрывопожароопасности	Классы (зоны) по ПУЭ

Наименование электропотребителя	Установленная мощность, кВт	Примечание
1. Оборудование технологическое
2. Оборудование вспомогательное
3. Освещение наружное
4. Освещение внутреннее
5. Отопление
6. Прочие

Наименование вентустановки (вентилятора), тип, марка, количество	Место установки	Назначение (приточные, вытяжные, приточно- вытяжные)	Производительность, куб. м/ час	Примечание

Наименование средства, марка	Наименование объекта (помещения) комплектования	Количество	Примечание

Дата начала	Дата окончания	Наименование реконструкции, капитального ремонта зданий, сооружений

\r\nГлавный инженер нефтебазы ________________________________________\r\n \r\n \r\n

Приложение N 2
к Правилам технической
эксплуатации нефтебаз

(образец)

Об утверждении Методики по определению стартового размера разового платежа за пользование недрами

(с изменениями от 14 мая 2009 г.)

Утвердить прилагаемую Методику расчета минимального (стартового) размера разового платежа за пользование недрами.

Зарегистрировано в Минюсте РФ 22 декабря 2008 г.

Регистрационный N 12914

Приложение

Методика расчета минимального (стартового) размера разового платежа за пользование недрами

I. Общие положения

Приказом Минприроды России от 14 мая 2009 г. N 128 в пункт 2 настоящей Методики внесены изменения

2. Методика определяет принципы расчета минимального (стартового) размера разового платежа за пользование недрами при подготовке условий проведения конкурсов или аукционов на право пользования участками недр, содержащими полезные ископаемые (далее — стартовый размер разового платежа за пользование недрами), и предназначена для использования Федеральным агентством по недропользованию, его территориальными органами и подведомственными организациями.

Принципы расчета минимального (стартового) размера разового платежа за пользование недрами, установленные настоящей Методикой, рекомендуются для использования органами государственной власти субъектов Российской Федерации при расчете минимального (стартового) размера разового платежа за пользование недрами при подготовке условий проведения аукционов на право пользования участками недр, содержащими месторождения общераспространенных полезных ископаемых.

3. Стартовый размер разового платежа за пользование недрами определяется по каждому участку недр, по которому организуется и проводится конкурс или аукцион (далее — участок недр).

II. Расчет стартового размера разового платежа за пользование недрами

Приказом Минприроды России от 14 мая 2009 г. N 128 в пункт 4 настоящей Методики внесены изменения

4. Стартовый размер разового платежа за пользование недрами при подготовке условий проведения конкурсов или аукционов на право пользования участком недр определяется в соответствии со статьей 40 Закона Российской Федерации «О недрах» следующим образом:

1) В случае проведения конкурса или аукциона на право пользования участком недр федерального значения, содержащим месторождение полезных ископаемых, открытое в процессе геологического изучения юридическим лицом с участием иностранных инвесторов или иностранным инвестором, в отношении которых Правительством Российской Федерации принято решение об отказе в предоставлении права пользования данным участком недр для разведки и добычи полезных ископаемых в соответствии с частью пятой статьи 2.1 Закона Российской Федерации «О недрах», стартовый размер разового платежа за пользование недрами устанавливается как сумма расходов этого лица на поиск и оценку такого месторождения полезных ископаемых.

2) В остальных случаях минимальный стартовый размер разового платежа за пользование недрами устанавливается в размере не менее чем десять процентов расчетной величины суммы налога на добычу полезных ископаемых в расчете на среднегодовую мощность добывающей организации и рассчитывается по формуле:

,

где:

— минимальный стартовый размер разового платежа за пользование недрами, тыс. руб.;

— величина суммы налога на добычу полезных ископаемых в расчете на среднегодовую мощность добывающей организации (далее — среднегодовая величина суммы налога на добычу полезных ископаемых), тыс. руб.

В случае наличия на участке недр нескольких видов полезных ископаемых среднегодовая величина суммы налога на добычу полезных ископаемых расчетная рассчитывается по каждому виду полезного ископаемого, после чего полученные результаты суммируются.

Приказом Минприроды России от 14 мая 2009 г. N 128 в пункт 5 настоящей Методики внесены изменения

5. Среднегодовая величина суммы налога на добычу полезных ископаемых определяется по формуле:

1) Для полезных ископаемых, налоговая база при добыче которых определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении в соответствии со статьей 338 Налогового кодекса Российской Федерации*(1):

,

где:

(руб.) — средняя величина ставки налога на добычу полезного ископаемого, определяемая как умножение базовой ставки, установленной статьей 342 Налогового кодекса Российской Федерации, на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на добытые полезные ископаемые*(2) (без учета условий применения налоговой ставки 0 процентов, установленных подпунктами 8 — 12 пункта 1 статьи 342 Налогового кодекса Российской Федерации и коэффициента, характеризующего степень выработанности запасов конкретного участка недр, установленного пунктом 4 статьи 342 Налогового кодекса Российской Федерации), за период 6 месяцев, предшествующих дате объявления конкурса или аукциона.

Расчет средней величины ставки налога на добычу полезных ископаемых осуществляется Федеральным агентством по недропользованию по данным Федеральной налоговой службы;

2) Для полезных ископаемых, налоговая база при добыче которых определяется как их стоимость в соответствии со статьей 338 Налогового кодекса Российской Федерации:

,

где:

(руб.) — стоимость единицы добытого полезного ископаемого. При этом добытое полезное ископаемое определяется в соответствии со статьей 337 Налогового кодекса Российской Федерации;

(тыс. тонн, тыс. куб. метров, грамм, карат) — среднегодовая проектная мощность добывающей организации (среднегодовая добыча полезного ископаемого);

(%) — ставка налога на добычу полезных ископаемых, установленная налоговым законодательством, без учета условий применения налоговой ставки 0 процентов, установленных подпунктами 8 — 12 пункта 1 статьи 342 Налогового кодекса Российской Федерации.

Расчет среднегодовой величины суммы налога на добычу полезных ископаемых осуществляется Федеральным агентством по недропользованию, его территориальными органами и подведомственными организациями исходя из стоимости единицы добытого полезного ископаемого (Цпи), определяемой по средней рыночной цене его реализации за период 6 месяцев, предшествующих дате объявления конкурса или аукциона.

Средняя цена реализации добытого полезного ископаемого определяется на основании сведений о ценах производителей добытого полезного ископаемого за период 6 месяцев, предоставляемых два раза в год по состоянию на 30 июня и 31 декабря Федеральной службой государственной статистики по запросу Федерального агентства по недропользованию (его территориальных органов), либо определяются Федеральным агентством по недропользованию (его территориальными органами) с учетом данных отчетов о выполненных работах по государственным контрактам, заключенным ими в соответствии с Федеральным законом от 21.07.2005 N 94-ФЗ «О размещении заказов на поставки товаров, выполнение работ, оказание услуг для государственных и муниципальных нужд.»*(3) (Собрание законодательства Российской Федерации 2005, N 30, ст. 3105; 2006, N 1, ст. 18, 2006, N 31, ст. 3441; 2007, N 17, ст. 1929; 2007, N 31, ст. 4015; 2007, N 46, ст. 5553; 2008, N 30, ст. 3616; 2008, N 49, ст. 5723; 2009, N 1, ст. 16; ст. 31; 2009, N 18, ст. 2148; 2009, N 19, ст. 2283).

Стоимость добытых полезных ископаемых определяется в соответствии со статьей 340 Налогового кодекса Российской Федерации.

Приказом Минприроды России от 14 мая 2009 г. N 128 пункт 6 настоящей Методики изложен в новой редакции

6. При расчете минимального стартового размера разового платежа за пользование недрами учитываются запасы полезных ископаемых всех категорий в соответствии с Государственным балансом запасов полезных ископаемых, а также прогнозные ресурсы полезных ископаемых, содержащиеся на участке недр. При этом перевод запасов и прогнозных ресурсов полезных ископаемых из низких в более высокие категории осуществляется с использованием формул, включающих в себя коэффициенты, характеризующие достоверность оценки запасов и прогнозных ресурсов полезных ископаемых.

В целях настоящей Методики перевод запасов полезных ископаемых из низших в более высокие категории (промышленные категории) и прогнозных ресурсов полезных ископаемых из низких в более высокие категории осуществляется по формулам:

1) извлекаемые запасы нефти, природного газа, газового конденсата:

, где:

— поправочный коэффициент, учитывающий сроки проведения работ по геологическому изучению , необходимых для подтверждения и перевода запасов и ресурсов полезных ископаемых из низших в более высокие категории, t1 — принимается 5 лет; t2 — принимается 10 лет.

Е — коэффициент приведения планируемых денежных поступлений, равный ставке рефинансирования Центрального банка Российской Федерации на дату определения размера разового платежа (единиц).

А, В, С1, С2 — объем запасов соответствующих категорий.

С3, Д1л, Д1, Д2 — объем прогнозных ресурсов соответствующих категорий.

2) запасы твердых полезных ископаемых:

, где

— поправочный коэффициент, учитывающий сроки проведения работ по геологическому изучению, необходимых для подтверждения и перевода запасов и ресурсов полезных ископаемых из низших в более высокие категории, равный пяти годам.

А, В, С1, С2 — объем запасов соответствующих категорий.

Р1, Р2, Р3 — объем прогнозных ресурсов соответствующих категорий.

Приказом Минприроды России от 14 мая 2009 г. N 128 пункт 7 настоящей Методики изложен в новой редакции

7. Среднегодовая мощность добывающей организации (среднегодовая добыча полезного ископаемого за срок разработки месторождения) Vср определяется Федеральным агентством по недропользованию, его территориальными органами*(4).

Для участков недр с учтенными Государственным балансом запасами полезных ископаемых промышленных категорий среднегодовая мощность устанавливается по материалам технико-экономических обоснований (далее — ТЭО) коэффициента извлечения нефти, газа, конденсата и попутных компонентов, для твердых полезных ископаемых — по материалам ТЭО кондиций, прошедших государственную экспертизу и утвержденных в установленном порядке Федеральным агентством по недропользованию, как отношение объема извлекаемых запасов к сроку разработки месторождения.

В случае отсутствия ТЭО кондиций для участков недр, содержащих запасы твердых полезных ископаемых, среднегодовая мощность определяется в зависимости от величины запасов полезных ископаемых категории АВС1усл, определенных в соответствии с пунктом 6 настоящей Методики по формуле:

, где

З — отношение запасов полезного ископаемого к содержанию полезного ископаемого в руде (тонн).

В случае отсутствия ТЭО коэффициента извлечения нефти для участков недр, содержащих извлекаемые запасы нефти, среднегодовая мощность определяется в процентном отношении от величины извлекаемых запасов, определенных в соответствии с пунктом 6 настоящей Методики в размере:

3,5% от величины извлекаемых запасов — для участков недр с извлекаемыми запасами более 30 млн. т;

5% от величины извлекаемых запасов — для участков недр с извлекаемыми запасами от 3 до 30 млн. т;

6,5% от величины извлекаемых запасов — для участков недр с извлекаемыми запасами до 3 млн. т.

В случае отсутствия ТЭО коэффициента извлечения газа для участков недр, содержащих запасы природного газа, среднегодовая мощность определяется в процентном от величины запасов, определенных в соответствии с пунктом 6 настоящей Методики в размере:

3% от величины извлекаемых запасов — для участков недр с извлекаемыми запасами более 500 млрд. м3;

5% от величины извлекаемых запасов — для участков недр с извлекаемыми запасами от 30 до 500 млрд. м3;

8% от величины извлекаемых запасов — для участков недр с извлекаемыми запасами до 30 млрд. м3.

В случае отсутствия ТЭО коэффициента извлечения газа для участков недр, содержащих запасы газового конденсата, среднегодовая мощность определяется в процентном отношении от величины запасов, определенных в соответствии с пунктом 6 настоящей Методики. Размер процентного отношения для газового конденсата принимается равным процентному отношению для газа.

Для участков недр, содержащих сверхвязкую нефть, соответствующая величина среднегодовой мощности умножается на 0,8.

Приказом Минприроды России от 14 мая 2009 г. N 128 в пункт 8 настоящей Методики внесены изменения

8. Стартовый размер разового платежа за пользование недрами рассчитывается по формуле:

,

где:

— минимальный стартовый размер разового платежа за пользование недрами, тыс. руб.;

Кинт — интегральный поправочный коэффициент, характеризующий рассматриваемый участок недр.

Для участков недр, содержащих запасы и (или) прогнозные ресурсы твердых полезных ископаемых, интегральный поправочный коэффициент Кинт является произведением значений поправочных коэффициентов:

Для участков недр, содержащих запасы и (или) прогнозные ресурсы нефти, природного газа, газового конденсата, интегральный поправочный коэффициент Кинт является произведением значений поправочных коэффициентов:

,

где:

— поправочный коэффициент, выражающий степень геологической изученности, порядок расчета которого приведен в приложении 1 к настоящей Методике;

— поправочный коэффициент, учитывающий состояние инфраструктуры района и основные географо-экономические факторы (близость магистральных трубопроводов, железнодорожных путей, иных видов транспорта и коммуникаций, источников электроэнергии, состояние местной инфраструктуры), значения которого приведены в приложении 2 к настоящей Методике;

— поправочный коэффициент, характеризующий глубину залегания продуктивного пласта, определяется по формуле:

,

где:

Н — глубина залегания продуктивного горизонта, м. В случае глубины залегания от 6 000 м и более рассматриваемый коэффициент принимается равным 1.

Краз — поправочный коэффициент, учитывающий размерность месторождения полезного ископаемого, значения которого приведены в приложении 3 к настоящей Методике.

*(2) устанавливается для нефти в соответствии с пунктом 3 статьи 342 Налогового кодекса Российской Федерации.

*(3) В случае применения настоящей Методики для расчета минимального (стартового) размера разового платежа за пользование недрами органами государственной власти субъектов Российской Федерации при подготовке условий проведения аукционов на право пользования участками недр, содержащими месторождения общераспространенных полезных ископаемых, средняя цена реализации добытого полезного ископаемого определяется на основании сведений о ценах производителей добытого полезного ископаемого, предоставленных Федеральной службой государственной статистики по запросу органа государственной власти соответствующего субъекта Российской Федерации, либо определяются с учетом данных отчетов о выполненных работах по государственным контрактам, заключенным им в соответствии с Федеральным законом от 21.07.2005 N 94-ФЗ «О размещении заказов на поставки товаров, выполнение работ, оказание услуг для государственных и муниципальных нужд».

*(4) В случае применения настоящей Методики для расчета минимального (стартового) размера разового платежа за пользование недрами органами государственной власти субъектов Российской Федерации при подготовке условий проведения аукционов на право пользования участками недр, содержащими месторождения общераспространенных полезных ископаемых среднегодовая мощность добывающей организации определяется органом государственной власти соответствующего субъекта Российской Федерации.

Приложение 1

к Методике

Порядок расчета Кизуч

Расчет коэффициента для участков недр, содержащих запасы и (или) прогнозные ресурсы нефти, природного газа, газового конденсата, производится по формуле:

Расчет коэффициента для участков недр, содержащих запасы и (или) прогнозные ресурсы твердых полезных ископаемых, производится по формуле:

,

где:

— коэффициент для соответствующей категории запасов и прогнозных ресурсов и территории, на которой расположен участок недр, значения коэффициента приведены ниже;

— ресурсная база соответствующей х-й категории запасов и ресурсов;

— общая ресурсная база участка, определяется по формуле:

для углеводородного сырья:

для твердых полезных ископаемых:

Значения коэффициента Кi для участков недр, содержащих запасы и (или) прогнозные ресурсы твердых полезных ископаемых

Категория изученности	Значения коэффициента Ki
Р3
Р2
Р1
С2

Значения коэффициента Кi для участков недр, содержащих запасы и (или) прогнозные ресурсы нефти, природного газа, газового конденсата

Приложение 2

к Методике

Значения коэффициента Кинфр

Географо-экономические условия участка недр	Значения коэффициента Кинфр
Весьма благоприятные
Благоприятные
Неблагоприятные

Участки недр с весьма благоприятными географо-экономическими условиями характеризуются удаленностью от дорог общего пользования (в т.ч. железнодорожных и др. коммуникаций, в случае их необходимости для вывоза продукции) и ЛЭП до 10 км, развитой социальной инфраструктурой, наличием свободной рабочей силы, равнинным рельефом с относительными превышениями до 300 м, отсутствием территорий традиционного проживания и хозяйственной деятельности коренных малочисленных народов и других территорий, право пользования которыми ограничено действующим законодательством (земли обороны и безопасности, особо охраняемые территории и т.д.).

Участки недр с благоприятными географо-экономическими условиями характеризуются удаленностью от дорог общего пользования и ЛЭП до 100 км (при необходимости строительства железнодорожных путей для вывоза продукции до 50 км), недостаточностью свободной рабочей силы либо слаборазвитой социальной инфраструктурой, приуроченностью к низкогорным или безводным районам, отсутствием территорий традиционного проживания и хозяйственной деятельности коренных малочисленных народов и других территорий, право пользования которыми ограничено действующим законодательством (земли обороны и безопасности, особо охраняемые территории и т.д.).

Участки недр с неблагоприятными географо-экономическими условиями характеризуются бездорожьем, доставкой грузов вездеходным и авиатранспортом, по автозимнику, отсутствием дорог общего пользования и ЛЭП в радиусе более 100 км, средне- и высокогорным рельефом, значительной развитой речной сетью и/или заболоченностью зон, право пользования которыми ограничено присутствием территорий традиционного проживания и хозяйственной деятельности коренных малочисленных народов и ограничено действующим законодательством (земли обороны и безопасности, особо охраняемые территории и т.д.).

Приказом Минприроды России от 14 мая 2009 г. N 128 настоящая Методика дополнена приложением 3

Приложение 3

к Методике расчета минимального

(стартового) размера разового платежа за

пользование участками недр

Значения коэффициента Краз

Месторождения*	Запасы		Краз
	нефти извлекаемые, млн. т.	газа геологические, млрд. м3
Уникальные	Более 300	Более 500
Крупные
Средние
Мелкие	До 15	До 40

* Классификация месторождений по величине (объемам) запасов приведена в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 N 69 «О государственной экспертизе запасов полезных ископаемых, геологической, экономической и экологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, размере и порядке взимания платы за ее проведение» (Собрание законодательства Российской Федерации». 2005, N 8, ст. 651; 2006, N 32, ст. 3570; 2007, N 5, ст. 663; 2009, N 18 (2 ч.). ст. 2248).».

ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ОХРАНЫ ТРУДА НА НЕФТЕБАЗАХ

Приведены общие положения о нефтебазах. Изложены требования, предъявляемые к операциям по приему, наливу, отпуску, при хранении, перекачке, замере и учете количества, контроля качества нефти и нефтепродуктов, а также при зачистке резервуа­ров, молниезащите и защите от статического электричества, защите водоемов от загрязнения нефтью и нефтепродуктами, обеспечивающие безопасные условия труда работающих. Дана характеристика территории, основных сооружений и зданий нефтебаз. Включены разделы по метрологическому обеспечению, планово-предупредительному ремонту.

Утверждены: Приказом Украинского объединения Укрнефтепродукт от 1.04.1998 г. № 19 и введены в действие с 1.04.1998г.

С введением в действие настоящих Правил, «Правила технической эксплуатации нефтебаз», утвержденныеГоскомнефтепродуктом СССР 28 декабря 1984г., утрачивают силу на предприятиях, входящих в сферу влияния объединения «Укрнефтепродукт».

СОГЛАСОВАНЫ:

Госнадзорохрантруда Украины письмо № 12-6/341 от 12.02.98г.

ГУПО МВД Украины письмо № 12/6/33 от 18.01.98г.

Главное санэпидемуправление Министерства охраны здоровья Украины письмо № 5.05.07-4/3-9 от 23.03.98г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.Настоящие правила устанавливают нормы и требования к сооружениям и оборудованию нефтебаз, их эксплуатации: порядок приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов, основные положения учета массы нефти и нефтепродуктов.

1.2.Правила распространяются на действующие и реконструируемые нефтебазы, их филиалы и обязательны для всех предприятий и организаций, входящих в сферу влияния объединения «Укрнефтепродукт».

1.3.На основе настоящих правил с учетом специфики местных условий, типа нефтебазы, состава сооружений, а также инструкций заводов-изгото­вителей оборудования должны быть составлены производственные инструкции, которые утверждаются руководством нефтебазы.

Перечень необходимой документации по эксплуатации объектов и оборудо­вания утверждает собственник нефтебазы по согласованию с территориальными управлениями Госнадзорохрантруда Украины, и органами Госсанэпидемологического надзора.

Переутверждение документации производится по мере необходимости, но не реже одного раза в пять лет.

Каждый работник на порученном ему участке несет персональную ответственность за выполнение требований настоящих Правил в пределах воз­ложенных на него обязанностей.

1.4.Нарушение Правил влечет за собой ответственность в установленном порядке в зависимости от степени и характера нарушения.

1.5.Рабочие, принимаемые на работу для обслуживания сооружений и оборудования нефтебаз, должны иметь соответствующее профессионально-техническое образование или пройти профессионально-техническую под­готовку на производстве.

Обучение рабочих на нефтебазах по специальности должно соответствовать «Типовому положению о подготовке и повышению квалификации рабочих непосредственно на производстве».

Перед допуском к работе вновь принимаемые на нефтебазу работники должны проходить соответствующие инструктажи, теоретическое и прак­тическое обучение и проверку знаний согласно установленному порядку в отрасли (прил. 1,пп. 132-134). Особое внимание должно быть уделено проверке знаний (в объеме обязательном для данной должности) правил технической эксплуатации нефтебаз, устройства сооружений и оборудования, произ­водственных и должностных инструкций, требовании охраны труда и производственной санитарии, правил противопожарной безопасности. Допуск к работе лиц, не прошедших обучения и проверки знаний по охране труда запрещается.

1.6. На каждой нефтебазе должна быть разработана инструкция о мерах пожарной безопасности, а также инструкция для всех взрывоопасных и пожароопасных помещений (участков, цехов, складов, мастерских, лабора­торий). Эти инструкции должны изучаться во время проведения противо­пожарных инструктажей, прохождения пожарно-технического минимума, а также в системе производственного обучения и вывешиваться на видных местах.

1.7. На каждое рабочее место, а также на особо опасные виды работ (газо­опасные, огневые работы) должны быть разработаны инструкции по охране труда в соответствии с требованиями ДНАОП 0.00-4.15-85 «Положение о разработке инструкций по охране труда и производственной санитарии».

1.8. Общее руководство и ответственность за правильную организацию и проведение обучения работников безопасным методам работы возлагается на директора предприятия.

1.9. Ответственность за своевременное и качественное обучение работников безопасным приемам и методам работы в подразделениях нефтебазы (цех, участок, лаборатория, мастерская и др.) возлагается на руководителей этих подразделений.

1.10.Для обеспечения безопасной эксплуатации нефтебаз персоналу необходимо:

строго выполнять действующие правила, нормы, стандарты и инструкции; содержать сооружения, устройства и оборудование в исправности и пос­тоянной эксплуатационной готовности, своевременно проводить ремонты; выполнять мероприятия по борьбе с потерями нефти и нефтепродуктов.

1.11.На предприятии должен быть разработан план ликвидации аварии, предусматривающий оперативные действия персонала по ликвидации аварий­ных ситуаций и предупреждению аварий, а в случае их возникновения по макси­мальному снижению их последствий.

1.12.Каждая нефтебаза должна иметь технический паспорт, содержащий показатели деятельности, перечень и краткую характеристику сооружений и установленного оборудования. Ответственность за достоверность данных и своевременное внесение уточнений по итогам года несет директор нефтебазы.

Паспорт подлежит хранению в соответствии с инструкцией по дело­производству.

1.13.На каждой нефтебазе должен быть заведен журнал осмотров и ремонтов сооружений и зданий (приложение 2) для записи даты осмотра и их результатов с описанием всех отмеченных повреждений; выполненных ремонтных работ с указанием даты начала и конца ремонта, его характера и объема; данных об авариях конструкций и их ликвидации; результатов измерений осадки фундамента: данных о трещинах, появившихся в стенах и фундаментах (дата обнаружения трещины и ее местонахождение).

Запись производится ответственным за исправное состояние сооружений и зданий. Страницы журнала должны быть пронумерованы, прошнурованы.

1.14. Строительство к реконструкция нефтебаз производится в соответствии с проектом, выполненным организацией, имеющей лицензию и разрешение органов Госнадзорохрантруда на выполнение этих работ и согласованного с органами Государственного санитарного надзора.

1.15. Руководство нефтебазы должно решать вопросы, направленные на пос­тоянное улучшение условий труда, сведение к минимуму ручного мало­квалифицированного, физически тяжелого труда, максимально механизировать и автоматизировать технологические процессы: разрабатывать и внедрять в производство организационные, технические, санитарно-гигиенические мероприятия и средства, предотвращающие воздействие вредных произ­водственных факторов на работающих; проводить систематическое обучение работников нефтебазы, знакомить их с прогрессивными методами организации груда, техническими достижениями в области эксплуатации и развития нефтебазового хозяйства.

2. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕБАЗ

2.1. Нефтебазы — это сложные многофункциональные системы с объектами различного производственно-хозяйственного назначения, выполняющие задачи бесперебойного и надежного обеспечения потребителей (любых потребителей) нефтью и нефтепродуктами (далее нефтепродуктами); это самостоятельное предприятие, обеспечивающее необходимые условия приема, хранения и отпус­ка нефти и нефтепродуктов, сбора и отгрузки отработанных нефтепродуктов

2.2. Все нефтебазы подразделяются:

— по характеру операционной деятельности — на распределительные, перевалочные, перевалочно-распределительные, базы хранения;

— по транспортным связям — на железнодорожные, водные, водно-железнодорожные, трубопроводные (получающие нефтепродукты из магистральных трубопроводов) и глубинные (получающие нефтепродукты автотранспортом);

— по классификации хранимых нефти и нефтепродуктов — нефтебазы хранения легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ), нефтебазы хранения горючих жидкостей (ГЖ), нефтебазы общего хранения (ЛВЖ и ГЖ одновременно).

— на категории и подкатегории согласно таблице 2.2.1., в зависимости от их вместимости.

Распределительные нефтебазы осуществляют прием, хранение и отпуск нефтепродуктов потребителю.

Распределительные нефтебазы независимо от транспортных связей, классификации хранимых жидкостей, категорий (подкатегорий) по вместимости подразделяются на:

— оперативные — предназначенные только для обеспечения нефтепродуктами местных потребителей и сбора отработанных нефтепродуктов. Интенсивность поступления нефтепродуктов принимается по интенсивности реализации;

— сезонного хранения — предназначенные для обеспечения потребности мест­ных потребителей и компенсации неравномерности подачи нефтепродуктов на оперативные нефтебазы, входящие в зону ее влияния (радиус до 50 км).
Интенсивность поступления нефтепродуктов на нефтебазы сезонного хранения определяется как разность между общим объемом поступления за расчетный период на группу нефтебаз (сезонного хранения и оперативные зоны влияния) и поступлением на оперативные нефтебазы.

Перевалочные нефтебазы осуществляют прием, хранение и отгрузку нефти и нефтепродуктов распределительным нефтебазам и крупным потребителям.

Перевалочно-распределительные нефтебазы осуществляют прием, хранение, перевалку нефти и нефтепродуктов, поставку нефтепродуктов распределительным нефтебазам и крупным потребителям и снабжение нефтепродуктами потребителей, тяготеющих к этим нефтебазам.

Нефтебазы, получающие нефтепродукты из магистральных трубопроводов и выдающие их наливом только в автотранспорт именуются раздаточными блоками.

Таблица 2.2.1.

Категория нефтебазы	Подкатегория нефтебазы	Общая вместимость по подкатегориям, м3
	I-а I-б	Свыше 300000 Свыше100000 до 300000 включительно
	II-а II-б	Свыше 50000 до 100000 включительно Свыше 20000 до 500000 включительно
	III-а III-б III-в	Свыше 10000 до 20000 включительно Свыше 2000 до 10000 включительно до 2000 включительно

2.3. Общая вместимость нефтебазы, согласно ВБН В.2.2-58.1-94 (прил. 1, п. 77) определяется как суммарный объем резервуаров и тары для хранения нефти и нефтепродуктов. Объем резервуаров и тары принимается по их номи­нальному объему. При определении общей вместимости не учитываются:

— промежуточные резервуары (у сливо-наливных эстакад);

— расходные резервуары котельных, дизельных, общей вместимостью до 100 м3 вкл. (только для нефтебаз I группы);

— расходные резервуары топливно-заправочных пунктов с одиночными сливо-наливными устройствами до 3 стояков (только для нефтебаз I группы);

— резервуары сбора утечек;

— резервуары пунктов сбора отработанных нефтепродуктов и масел;

— резервуары уловленных нефтепродуктов и раздаточные резервуары (улов­ленных нефтепродуктов) на очистных сооружениях производственной или производственно-дождевой канализации.

2.4 Основная цель нефтебаз — обеспечить бесперебойное снабжение промышленности, транспорта, сельского хозяйства и прочих потребителей нефтью и нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; сохранность качества нефти и нефтепродуктов и сокращение до минимума потерь при хране­нии и отпуске их потребителям.

2.5. Нефтебазы размещают на специальной территории, отведенной в соот­ветствии с генеральным планом застройки и реконструкции данного района. На каждой нефтебазе должен быть государственный документ на право земле­пользования. Расположение нефтебаз зависит от размещения железно­дорожных, трубопроводных и береговых устройств. Как правило, должен преду­сматриваться резерв территории для возможного расширения нефтебазы.

Устройство, взаимное расположение и расстояние между объектами должны соответствовать требованиям ВБН В.2.2-58.1-94, а также удовлетворять санитарным требованиям и нормам строительного проектирования промышленных предприятий и населенных мест.

3. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

3.1.Физико-химические свойства нефтепродуктов и нефти должны отвечать требованиям стандартов и технических условий.

3.2.Химический и фракционный состав нефти зависит от того в каком районе она добыта. Средний элементный химический состав нефти: углерод 84-85%,водорода 12-14%. Кроме углерода и водорода в состав нефти входят кислород 0,1 -1,3%, азот 0,02-1,7%, сера 0,01-5,5% и другие элементы. Основными методами для диструктивной переработки нефти являются термический и каталитический крекинг.

3.3.Эксплуатационные свойства нефтепродуктов характеризуются следующими параметрами: детонационной стойкостью, фракционным составом, со­держанием смолистых веществ и сернистых соединений, температурой застывания и кристаллизации, химической стабильностью при хранении и транспортировании, вязкостью, испаряемостью, воспламеняемостью, горючес­тью, летучестью и др.

3.4.Детонационная стойкость — свойство, определяющее способность бензи­на сгорать без взрыва в двигателе с искровым зажиганием.

Показателем детонационной стойкости топлива является октановое число, равное содержанию (в об.%) изооктана в смеси с нормальным гептаном, эквивалентной по детонационной стойкости топливу, испытываемому в стандартных условиях.

3.5. Фракционный состав — состав нефтепродукта, определяющий количественное содержание фракций, выкипающих в определенных температурных пределах, остаток и потери при перегонке в заданных условиях.

3.6. Цетановое число — показатель, указывающий на скорость нарастания давления при сгорании жидкого нефтяного топлива в поршневых двигателях с воспламенением топливно-воздушной смеси от сжатия и выраженный в единицах эталонной шкалы.

3.7. Воспламеняемость — свойство, характеризующее пожаро- и взрывоопасность смеси паров нефтепродукта с воздухом.

3.8. Горючесть — свойство, характеризующее способность нефтепродукта к горению в условиях его применения и испытания.

3.9. Температура вспышки — минимальная температура, при которой проис­ходит кратковременное воспламенение паров нефтепродукта в условиях испытания.

Согласно ГОСТ 12.1.044-89 горючие жидкости с температурой вспышки не более 61 °С в закрытом тигле или 66°С в открытом тигле относятся к легко­воспламеняющимся. Особо опасными называют легковоспламеняющиеся жид­кости с температурой вспышки не более 28°С.

3.10. Температура воспламенения нефтепродуктов — наименьшая темпера­тура, при которой нагреваемый в стандартных условиях продукт загорается при поднесении к нему пламени и горит после удаления источника зажигания.

3.11. Температура самовоспламенения — температура возгорания паров нефтепродукта без контакта с пламенем в условиях испытаний.

3.12. Температура застывания — температура, при которой жидкость теряет подвижность.

3.13. Температура кристаллизации — температура, при которой в нефте­продукте начинается образование кристаллов в условиях испытаний.

3.14. Стабильность нефтепродуктов — способность сохранять основные свойства в условиях хранения и транспортирования.

3.15. Вязкость — свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц под влиянием действующих на них внешних сил, характеризующее текучесть жидкости,

Вязкость влияет на производительность перекачки нефтепродуктов по трубопроводам, определяет распыление и однородность рабочей смеси топ­лива. С повышением вязкости увеличивается налипание нефтепродуктов, что затрудняет выгрузку и зачистку цистерн и судов. Налипание характеризуется коэффициентом налипания (в г/м2).

Текучесть нефтепродуктов (подвижность) — величина обратная вязкости.

Просмотров: 261

1. Правдивое объяснение — числа 19-06-03 года по календарю
2. Сущность парней которые родились в день девятнадцатого июня 2003 года
3. Характеристика лиц женского пола родившихся в этот день месяца
4. Кто из известных людей были рождены в эту дату
5. Посмотреть полный календарь на этот месяц с днями недели и выходными

Истинное описание — даты календаря 19 июня.

• Знак гороскопа людей рожденных 19.06.03 года •••• Близнецы (с 22 мая по 21 июня).
• 2003 год по восточному календарю ›› Черной Водяной Овцы (Козы).
• Стихия зодиакального знака гороскопа Близнецов, с датой рождения 19.06.03г. ›› Воздух.
• Планета покровитель людей с днем рождения в этот день месяца – Меркурий.
• День приходится на 25 неделю .
• По календарю в месяце июне 30 дней.
• Сегодня световой день 19 июня – 17 часов 33 минуты (долгота светового дня указана – по среднеевропейской широте Москвы, Минска, Киева.).
• Православный праздник пасхи ••••› 27 апреля.
• По календарю идет — лето.
• По современному календарю ••••› не високосный год.
• Лучше носить по зодиаку цвета, для людей родившихся в день 19 июня 2003 года > Светло-вишневый и Светлый желто-зеленый.
• Деревья подходящие к сочетанию знака зодиака Близнецы и календарю восточного животного на 2003 год = ››› Инжир и Хинное дерево.
• Камни – талисманы, для людей у которых день рождения сегодня ••••› Гиацинт, Тигровый Глаз, Аспараголит, Яшма.
• Особо лучшие числа для людей с днем рождения 19 июня 03 года #› Четыре.
• Особо лучшие дни недели для людей родившихся в день 19 июня 2003 года #› пятница.
• Главные качества души, знака гороскопа Близнецов, которые родились в это число ~› уверенный, неподкупный и злопыхательский.

Что говорит гороскоп о мужчинах рожденных в день 19 июня.

Мужчины 19 июня две тысячи третьего года рождения, имеют утонченный вкус и изысканные манеры. Многие Близнецы, женятся несколько раз, особенно те, кто женился в юности. Если вы азартны, то он, для вас. У них нет постоянных друзей, ведь меняется он, меняются интересы, должны и друзья меняться под стать вкусам. Интеллектуален, но человек настроения. Иногда может показаться, что они больше стремятся к развлечениям, недели к отдыху. К браку, подходит серьезно, по возможности как можно дольше проверяя отношения с любимой девушкой.

Все данные про девушек родившихся сегодня, 19.06.2003г., по китайскому гороскопу год.

Женщина 19-06-2003г. рождения, обладает прекрасным вкусом и замечательным чувством юмора. Не любят, когда на них давят другие люди, поэтому стараются избегать наставлений. Этот человек, перед новым рывком способна мгновенно без напряжения собраться. С утра она будет мурлыкать, как кошечка, и порхать по кухне, а вечером устроит сцену ревности и зальется горькими слезами. Характеристика женщины по календарю на 19 июня 2003 года рождения — обычно она отличается разносторонностью интересов, достаточно умна и практична. С ней дела обстоят намного проще. Умеют хорошо слушать и понимать собеседников.

Когда у меня был финансовый кризис, мне помог притянуть удачу Денежный Амулет. Талисман Удачи активирует у человека энергию достатка, ГЛАВНОЕ чтобы он был настроен только на вас. Амулет который помог, я заказывала на официальном сайте.

Под знаком гороскопа Близнецы, появились на свет популярные люди:

писатель Артур Конан Дойль, писатель О. Бальзак, писатель Томас Манн, поэт Пушкин, писатель Лорка, королева Виктория, царь Петр I, политик Джон Кеннеди, политик Дональд Трамп, художник Гоген, Веласкес, певица Кристина Орбакайте, актер Джонни Депп, актер Максим Галкин, ученый Жан-Ив Кусто, актриса Людмила Зыкина, актер Олег Даль.