Федеральный горный и промышленный надзор России (Госгортехнадзор России)

 

НТЦ "Промышленная безопасность"

 

Нормативные документы Госгортехнадзора России

 

Нормативные документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности

 

Методические рекомендации по идентификации опасных производственных объектов магистральных нефтепродуктопроводов

 

РД 08-303-99

 

 

Разработаны и внесены на утверждение Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России, НТЦ “Промышленная безопасность”

 

Утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 5 июля 1999 г. № 48

 

Срок введения в действие с 01 сентября 1999 г.

 

Редакционная коллегия:

Б.А. Красных, А.В. Денисов, Ю.А. Дадонов, В.И. Сидоров, А.С. Печеркин, А.А. Шестаков, Р.А. Стандрик, М.В. Лисанов, В.В. Симакин

 

 

Настоящие Методические рекомендации разработаны в целях реализации Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" в части страхования ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасного производственного объекта и регистрации опасных производственных объектов в государственном реестре.

Методические рекомендации разъясняют и конкретизируют основные принципы и условия идентификации опасных производственных объектов магистральных нефтепродуктопроводов.

1. Область применения

1.1. Настоящие Методические рекомендации разъясняют основные требования к идентификации опасных производственных объектов магистральных нефтепродуктопроводов и других опасных производственных объектов, связанных с их эксплуатацией, а также специфические признаки и условия идентификации опасных производственных объектов трубопроводного транспорта нефтепродуктов для страхования гражданской ответственности организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу других лиц и окружающей природной среде в случае аварии на опасном производственном объекте.

1.2. Методические рекомендации предназначены для специалистов Госгортехнадзора России и организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты трубопроводного транспорта нефтепродуктов, а также экспертных и страховых организаций.

2. Нормативные ссылки

2.1. Федеральный закон “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” от 21.07.97 № 116-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, № 30, ст. 3588).

2.2. Федеральный закон “О лицензировании отдельных видов деятельности” от 25.09.98 № 158-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 1998, № 39, ст. 4857).

2.3. Закон Российской Федерации “Об организации страхового дела в Российской Федерации”  от 27.11.92 № 4016-1.

2.4. Положение о Федеральном горном и промышленном надзоре России, утверждено Указом Президента Российской Федерации от 18.02.93 № 234 (Собрание актов Президента и Правительства Российской Федерации, 1993, № 8, ст. 657).

2.5. Перечень предприятий (организаций), производств, объектов и работ, надзор за которыми осуществляют органы Федерального горного и промышленного надзора России, утвержден Указом Президента Российской Федерации от 18.02.93 № 234 (Собрание актов Президента и Правительства Российской Федерации, 1993, № 8, ст. 657).

2.6. Постановление Правительства Российской Федерации от 17.07.98 № 779 “О федеральном органе исполнительной власти, специально уполномоченном в области промышленной безопасности” (Собрание законодательства Российской Федерации, 1998, № 30, ст. 3775).

2.7. Распоряжение Президента Российской Федерации от 31.12.91 № 136-рп “Вопросы Федерального горного и промышленного надзора России” (Ведомости Съезда народных депутатов РСФСР и Верховного Совета РСФСР, 1992, № 3).

2.8. Правила страхования (стандартные) гражданской ответственности организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу других лиц и окружающей среде в результате аварии на опасном производственном объекте (утверждены Всероссийским союзом страховщиков 23.02.98).

2.9. Методические рекомендации по внедрению обязательного страхования ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасного производственного объекта (утверждены Минфином России и согласованы Госгортехнадзором России и МЧС России 31.03.98).

2.10. Правила проведения экспертизы промышленной безопасности (утверждены Госгортехнадзором России 06.11.98 № 64, зарегистрированы Минюстом России 08.12.98 № 1656).

2.11. Временный порядок рассмотрения заявления соискателя лицензий, оформления и выдачи лицензий в центральном аппарате и территориальных органах Госгортехнадзора России (утвержден Госгортехнадзором России 10.01.98 № 5).

2.12. Методические рекомендации по идентификации опасных производственных объектов. РД 08-03-260-99 (утверждены Госгортехнадзором России 25.01.99 № 10).

2.13. Порядок уведомления и представления территориальным органам Госгортехнадзора информации об авариях, аварийных утечках и опасных условиях эксплуатации объектов магистрального трубопроводного транспорта газов и опасных жидкостей. РД 08-204-98 (утверждены Госгортехнадзором России 02.04.98 № 23).

3. Термины и определения

3.1. Авария - разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ [2.1].

Авария на объекте магистрального трубопроводного транспорта опасных жидкостей - внезапный вылив или истечение опасной жидкости в результате полного разрушения или частичного повреждения трубопровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемые одним или несколькими из следующих событий [2.13]:

а) смертельным травматизмом;

б) травмированием с потерей трудоспособности;

в) воспламенением опасной жидкости или взрывом её паров;

г) загрязнением любого водостока, реки, озера, водохранилища или любого другого водоема сверх пределов, установленных стандартом на качество воды, вызвавшим изменение окраски поверхности воды или берегов или приведшим к образованию эмульсии, находящейся ниже уровня воды, или отложений на дне или берегах;

д) утечками, составившими 10 м³ и более, а для легкоиспаряющихся жидкостей - превысившими 1 м³  в сутки.

3.2. Заказчик - организация, обратившаяся с заявкой на проведение экспертизы [2.10].

3.3. Лицензия - разрешение (право) на осуществление лицензируемого вида деятельности при обязательном соблюдении лицензионных требований и условий [2.2].

3.4. Опасные производственные объекты - предприятия или их цехи, участки, площадки, а также иные производственные объекты, на которых [2.1]:

1) получаются, используются, перерабатываются, образуются, хранятся, транспортируются, уничтожаются опасные вещества (воспламеняющиеся, окисляющие, горючие, взрывчатые, токсичные, высокотоксичные вещества, представляющие опасность для окружающей природной среды);

2) используется оборудование, работающее под давлением более 0,07 МПа или при температуре нагрева воды более 115 градусов Цельсия;

3) используются стационарно установленные грузоподъемные механизмы, эскалаторы, канатные дороги, фуникулеры.

3.5. Опасные жидкости - нефть, нефтепродукты, сжиженный газ, конденсат и жидкий аммиак [2.13].

3.6. Промышленная безопасность опасных производственных объектов - состояние защищенности жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасных производственных объектах и последствий указанных аварий [2.1].

3.7. Страхование - отношения по защите имущественных интересов физических и юридических лиц при наступлении определенных событий (страховых случаев) за счет денежных фондов, формируемых из уплачиваемых ими страховых взносов (страховых премий) [2.3].

3.8. Страхователи - юридические лица и дееспособные физические лица, заключившие со страховщиками договоры страхования, либо являющиеся страхователями в силу закона [2.3].

3.9. Страховщики - юридические лица любой организационно-правовой формы, предусмотренной законодательством Российской Федерации, созданные для осуществления страховой деятельности (страховые организации) и получившие в установленном порядке лицензию на осуществление страховой деятельности на территории Российской Федерации [2.3].

3.10. Страховая сумма - определенная договором страхования или установленная законом денежная сумма, исходя из которой устанавливаются размеры страхового взноса и страховой выплаты, если договором или законодательными актами Российской Федерации не предусмотрено иное [2.3].

3.11. Экспертиза промышленной безопасности - оценка соответствия объекта экспертизы предъявляемым к нему действующим требованиям промышленной безопасности [2.10].

3.12. Экспертная организация - организация, имеющая лицензию Госгортехнадзора России на право проведения экспертизы промышленной безопасности в соответствии с действующим законодательством [2.10].

3.13. Заключение экспертизы промышленной безопасности - документ, содержащий обоснованные выводы о соответствии или несоответствии объекта экспертизы требованиям промышленной безопасности [2.10].

4. Общие положения

4.1. Идентификация опасных производственных объектов магистральных нефтепродуктопроводов и других опасных производственных объектов, связанных с их эксплуатацией, осуществляется для целей страхования ответственности организаций, эксплуатирующих указанные объекты, а также для целей декларирования и регистрации объектов в государственном реестре опасных производственных объектов.

4.2. Идентификация опасных производственных объектов магистральных нефтепродуктопроводов и других опасных производственных объектов, связанных с их эксплуатацией, для страхования ответственности организаций, эксплуатирующих указанные объекты, за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу других лиц и окружающей природной среде в случае аварии на опасном производственном объекте (далее - идентификация) осуществляется организацией, эксплуатирующей опасный производственный объект, а также экспертной организацией, имеющей лицензию Госгортехнадзора России на проведение экспертизы промышленной безопасности в части идентификации опасных производственных объектов нефтяной и газовой промышленности.

4.3. Идентификация опасных производственных объектов магистральных нефтепродуктопроводов, осуществляемая экспертной организацией, проводится в соответствии с Правилами проведения экспертизы промышленной безопасности (утверждены Госгортехнадзором России 06.11.98 № 64, зарегистрированы Минюстом России 08.12.98 № 1656) в рамках экспертизы промышленной безопасности в части идентификации опасных производственных объектов.

4.4. Ответственность за правильность идентификации опасных производственных объектов возлагается на организацию, осуществляющую идентификацию.

4.5. В рамках идентификации территориальные органы Госгортехнадзора России должны:

контролировать правильность применения критериев идентификации опасных производственных объектов и отнесения идентифицируемых объектов к типам по обязательному страхованию ответственности;

контролировать наличие у экспертных организаций, проводящих идентификацию, необходимой лицензии Госгортехнадзора России.

4.6. Целью идентификации является определение типов и количества каждого типа опасных производственных объектов в составе организации, эксплуатирующей опасные производственные объекты трубопроводного транспорта нефтепродуктов, а также определение минимального размера страховой суммы страхования ответственности в соответствии с требованиями Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" [2.1].

4.7. Идентификация является основанием для заключения договора страхования риска ответственности и регистрации объектов в государственном реестре опасных производственных объектов.

5. Основные принципы и критерии отнесения объектов к категории и типам опасных производственных объектов

5.1. К категории опасных производственных объектов в соответствии с Федеральным законом “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” [2.1] и требованиями к идентификации [2.12] относятся предприятия или их цехи, участки, площадки, а также иные производственные объекты, на которых:

5.1.1. Получаются, используются, перерабатываются, образуются, хранятся, транспортируются, уничтожаются следующие опасные вещества:

а) воспламеняющиеся вещества - газы, которые при нормальном давлении и в смеси с воздухом становятся воспламеняющимися и температура кипения которых при нормальном давлении составляет 20 градусов Цельсия или ниже;

б) окисляющие вещества - вещества, поддерживающие горение, вызывающие воспламенение и (или) способствующие воспламенению других веществ в результате окислительно-восстановительной экзотермической реакции;

в) горючие вещества - жидкости, газы, пыли, способные самовозгораться, а также возгораться от источника зажигания и самостоятельно гореть после его удаления;

г) взрывчатые вещества - вещества, которые при определенных видах внешнего воздействия способны на очень быстрое самораспространяющееся химическое превращение с выделением тепла и образованием газов;

д) токсичные вещества - вещества, способные при воздействии на живые организмы приводить к их гибели и имеющие следующие характеристики:

средняя смертельная доза при введении в желудок от 15 миллиграммов на килограмм до 200 миллиграммов на килограмм включительно;

средняя смертельная доза при нанесении на кожу от 50 миллиграммов на килограмм до 400 миллиграммов на килограмм включительно;

средняя смертельная концентрация в воздухе от 0,5 миллиграмма на литр до 2 миллиграммов на литр включительно;

е) высокотоксичные вещества - вещества, способные при воздействии на живые организмы приводить к их гибели и имеющие следующие характеристики:

средняя смертельная доза при введении в желудок не более 15 миллиграммов на килограмм;

средняя смертельная доза при нанесении на кожу не более 50 миллиграммов на килограмм;

средняя смертельная концентрация в воздухе не более 0,5 миллиграмма на литр;

ж) вещества, представляющие опасность для окружающей природной среды, - вещества, характеризующиеся в водной среде следующими показателями острой токсичности:

средняя смертельная доза при воздействии на рыбу в течение 96 часов не более 10 миллиграммов на литр;

средняя концентрация яда, вызывающая определенный эффект при воздействии на дафнии в течение 48 часов, не более 10 миллиграммов на литр;

средняя ингибирующая концентрация при воздействии на водоросли в течение 72 часов не более 10 миллиграммов на литр.

5.1.2. Используется оборудование, работающее под давлением более 0,07 МПа или при температуре нагрева воды более 115 градусов Цельсия.

5.1.3. Используются стационарно установленные грузоподъемные механизмы, эскалаторы, канатные дороги, фуникулеры.

5.2. Отнесение объекта к категории опасного производственного объекта осуществляется в процессе его идентификации на основании установления признаков, указанных в пп. 5.1.1-5.1.3 настоящих Методических рекомендаций.

При отнесении объекта к категории опасного производственного объекта по признакам, предусмотренным в пп. 5.1.2 и 5.1.3, учитываются технические устройства, оборудование, сооружения и механизмы, как регистрируемые, так и нерегистрируемые в органах Госгортехнадзора России в соответствии с действующими Правилами безопасности.

5.3. Для определения минимального размера страховой суммы при обязательном страховании ответственности в соответствии с требованиями Федерального закона “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” [2.1] опасные производственные объекты подразделяются по степени опасности на следующие типы (по убыванию):

5.3.1. К первому типу относятся объекты, на которых получаются, используются, перерабатываются, образуются, хранятся, транспортируются, уничтожаются опасные вещества в количествах, равных или превышающих количество, установленное приложением 2 Федерального закона “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” [2.1] и указанное в табл. 1 и 2 настоящих Методических рекомендаций.

Для первого типа опасных производственных объектов минимальная страховая сумма составляет 70 тыс. МРОТ.

 

Таблица 1

 

Наименование опасного вещества	Предельное количество опасного вещества, т
Аммиак	500
Нитрат аммония (нитрат аммония и смеси аммония, в которых содержание азота из нитрата аммония составляет более 28 % массы, а также водные растворы нитрата аммония, в которых концентрация нитрата аммония превышает 90 % массы)	2500
Нитрат аммония в форме удобрений [простые удобрения на основе нитрата аммония, а также сложные удобрения, в которых содержание азота из нитрата аммония составляет более 28 % массы (сложные удобрения содержат нитрат аммония вместе с фосфатом и (или) калием)]	10 000
Акрилонитрил	200
Хлор	25
Оксид этилена	50
Цианистый водород	20
Фтористый водород	50
Сернистый водород	50
Диоксид серы	250
Триоксид серы	75
Алкилы свинца	50
Фосген	0,75
Метилизоцианат	0,15

 

Таблица 2

 

Виды опасных веществ	Предельное количество опасного вещества, т
Воспламеняющиеся газы	200
Горючие жидкости, находящиеся на товарно-сырьевых складах и базах	50 000
Горючие жидкости, используемые в технологическом процессе или транспортируемые по магистральному трубопроводу	200
Токсичные вещества	200
Высокотоксичные вещества	20
Окисляющие вещества	200
Взрывчатые вещества	50
Вещества, представляющие опасность для окружающей природной среды	200

 

5.3.2. Ко второму типу относятся не относящиеся к первому типу объекты, на которых получаются, используются, перерабатываются, образуются, хранятся, транспортируются, уничтожаются опасные вещества в количестве меньшем, чем количество, установленное приложением 2 Федерального закона “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” [2.1] и указанное в табл. 1 и 2 настоящих Методических рекомендаций.

Для второго типа опасных производственных объектов минимальная страховая сумма составляет 10 тыс. МРОТ.

В процессе идентификации опасных производственных объектов первого и второго типа следует применять следующие принципы:

для опасных веществ, не указанных в табл. 1, применять данные табл. 2;

в случае, если расстояние между опасными производственными объектами менее 500 м, учитывается суммарное количество опасного вещества;

если применяется несколько видов опасных веществ одной и той же категории, то их суммарное пороговое (предельное) количество определяется условием:

где m(i) - количество применяемого вещества;

M(i) - пороговое (предельное) количество того же вещества в соответствии с табл. 1 и 2 для всех i от 1 до n.

5.3.3. К третьему типу относятся не относящиеся к первым двум типам объекты, обладающие признаками опасности, установленными приложением 1 Федерального закона “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” и указанными в п. 5.1 настоящих Методических рекомендаций.

Для третьего типа опасных производственных объектов минимальная страховая сумма составляет 1 тыс. МРОТ.

В число объектов третьего типа входят опасные производственные объекты, на которых:

обращаются (т. е. получаются, используются, перерабатываются, образуются, хранятся, транспортируются, уничтожаются) опасные вещества, не указанные в приложении 2 Федерального закона “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” (к таким веществам, например, относятся горючие пыли, способные самовозгораться, а также возгораться от источника зажигания и самостоятельно гореть после его удаления);

используется оборудование, работающее под давлением более 0,07 МПа или при температуре нагрева воды более 115 градусов Цельсия;

используются стационарно установленные грузоподъемные механизмы, эскалаторы, канатные дороги, фуникулеры.

6. Основные принципы идентификации

6.1. В процессе проведения идентификации опасных производственных объектов магистральных нефтепродуктопроводов и других опасных производственных объектов, связанных с их эксплуатацией, наряду с установленными принципами идентификации [2.12], следует учитывать принципы идентификации, которые отражают специфические особенности указанных объектов:

6.1.1. Необходимо выявить все опасные производственные объекты в составе организации-страхователя (принцип зонирования опасных производственных объектов).

При этом в качестве объединяющего критерия используют:

принадлежность рассматриваемых участков магистральных нефтепродуктопроводов с объектами перекачки (производственные площадки линейных производственно-диспетчерских станций - ЛПДС и перекачивающих станций - ПС) к одному подразделению организации-страхователя (например, к производственному отделению);

отдельно расположенные промышленные площадки или производственные здания (объекты), на которых (в которых) осуществляются технологические процессы, непосредственно не связанные с перекачкой нефтепродуктов.

Как правило, в качестве опасного производственного объекта рекомендуется выделять:

а) все участки магистральных нефтепродуктопроводов, включая производственные площадки ЛПДС, ПС и другие объекты, расположенные непосредственно на трассе нефтепродуктопроводов, составляющих единую систему нефтепродуктопроводов, обслуживаемую одним подразделением (производственным отделением) организации-страхователя;

б) магистральный нефтепродуктопровод или участок магистрального нефтепродуктопровода, включая производственные площадки ЛПДС, ПС и другие объекты, расположенные непосредственно на трассе данного нефтепродуктопровода, не входящего в единую систему нефтепродуктопроводов, обслуживаемых данным подразделением организации-страхователя.

При этом составляющими опасного производственного объекта по пп. "а" и "б", как правило, являются:

1) линейные части участков магистральных нефтепродуктопроводов с резервными нитками, перемычками и отводами;

2) производственные площадки ЛПДС и ПС, включая:

технологический блок перекачки нефтепродуктов (насосные станции магистральных и подпорных насосов, камеры приема и пуска шаровых разделителей, площадки фильтров грязеуловителей, сборники утечек нефтепродуктов, насосы откачки утечек, узел регулирования давления, технологические трубопроводы, узлы задвижек и обратных клапанов магистральных и подпорных насосных и т.д.);

резервуарные парки хранения нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо, керосин);

котельные, склады масел, склады баллонов, автозаправочные станции и другие составляющие, расположенные на территории ЛПДС и ПС;

3) площадки на нефтеперерабатывающих заводах, на которых расположено оборудование, находящееся на балансе организации-страхователя, включая технологические трубопроводы, узлы учета нефтепродуктов, камеры пуска шаровых разделителей и т. д.

Для магистральных нефтепродуктопроводов, проложенных в одном техническом коридоре, рекомендуется общие для двух нефтепродуктопроводов ЛПДС и ПС рассматривать в составе нефтепродуктопровода первой очереди строительства, а в нефтепродуктопровод второй очереди включать только линейную часть;

в) отдельно расположенную промышленную площадку, на которой осуществляются технологические процессы, непосредственно не связанные с перекачкой нефтепродуктов.

При этом составляющими опасного производственного объекта по п. "в", как правило, являются: котельная, автозаправочная станция, ремонтно-механический участок, цех технологического транспорта и спецтехники или автогараж, склады ГСМ и баллонов и т. д.

г) отдельно расположенное производственное здание (объект).

Например: отдельно расположенная котельная в поселке, предназначенная для отопления общественных зданий и жилых домов, или отдельно стоящее производственное (административное) здание с лифтом и т. д.

В случае, если промышленные площадки, производственные здания (объекты) удалены друг от друга или от трассы нефтепродуктопровода на расстояние более 500 м, каждая(ое) из промышленных площадок, производственных зданий (объектов) рассматривается как отдельный опасный производственный объект.

6.1.2. Необходимо выявить и зафиксировать в заключении экспертизы все признаки опасности и тип каждого опасного производственного объекта в составе организации-страхователя (принцип полноты и достоверности идентификации опасных производственных объектов).

6.1.3. В случае, если объект обладает несколькими признаками опасности, его рекомендуется относить к тому типу, для которого размер минимальной страховой суммы наибольший (принцип поглощения более опасным типом менее опасного).

Так, например, при одновременном наличии на объекте признаков опасности, характерных как для первого, так и для второго (или третьего) типа опасных производственных объектов, такой объект относится к опасным производственным объектам первого (наиболее опасного) типа и минимальная страховая сумма для него составит 70 тыс. МРОТ. Или при одновременном наличии на объекте признаков, характерных для второго и третьего типа опасных производственных объектов, такой объект относится к опасным производственным объектам второго типа и минимальная страховая сумма составит 10 тыс. МРОТ.

6.1.4. В случае, если объект обладает несколькими признаками опасности, характерными для одного типа опасных производственных объектов, размер минимальной страховой суммы не зависит от количества указанных признаков (принцип независимости).

Так, например, при одновременном наличии на объекте нескольких признаков первого типа опасных производственных объектов (обращение двух (или более) видов опасных веществ - горючих жидкостей, транспортируемых по магистральному трубопроводу, горючих жидкостей, находящихся на складах и базах, воспламеняющихся газов, токсичных веществ, высокотоксичных и прочее, в количестве каждого вещества, превышающем пороги, установленные Федеральным законом “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” [2.1]), объект относится к опасным производственным объектам первого типа и минимальная страховая сумма составит 70 тыс. МРОТ.

При наличии на объекте нескольких признаков третьего типа опасных производственных объектов (например, наличие стационарно установленных грузоподъемных механизмов, независимо от их количества, и использование оборудования, работающего под давлением более 0,07 МПа, также независимо от их количества) минимальная страховая сумма составит 1 тыс. МРОТ - как для опасного производственного объекта третьего типа.

6.2. Примеры идентификации применительно к типам опасных производственных объектов, а также специфические (учитывающие особенности различных типов опасных производственных объектов) условия идентификации приведены в приложении 3 настоящих Методических рекомендаций.

7. Порядок оформления и представления результатов идентификации

7.1. Основанием для осуществления идентификации опасных производственных объектов в рамках экспертизы промышленной безопасности является договор между заказчиком и экспертной организацией или соглашение между страхователем и страховщиком.

7.2. В качестве заказчика экспертизы промышленной безопасности в части идентификации опасных производственных объектов для целей страхования ответственности может выступать страховщик или страхователь.

7.3. Проведение идентификации и оформление ее результатов осуществляется в соответствии с требованиями Правил проведения экспертизы промышленной безопасности [2.10].

7.4. Результатом идентификации в рамках экспертизы промышленной безопасности является заключение экспертизы.

В качестве приложения к заключению прилагаются идентификационные листы опасного производственного объекта, а также сводный лист учета опасных производственных объектов в целях страхования ответственности, заполняемые по форме, приведенной в приложениях 1 и 2 настоящих Методических рекомендаций.

7.5. Заключение экспертизы оформляется в трех экземплярах. Два экземпляра заключения передаются заказчику, третий остается у экспертной организации. Экземпляр заключения экспертизы может являться приложением к договору страхования.

7.6. Заключение экспертизы может быть оспорено заказчиком в установленном порядке.

7.7. Заказчик передает заключение экспертизы в центральный аппарат или территориальный орган Госгортехнадзора России для рассмотрения и утверждения в установленном порядке.

7.8. Оформленные с нарушениями результаты идентификации опасных производственных объектов, а также выданные заключения экспертизы промышленной безопасности в части идентификации для страхования ответственности, не отражающие (либо неверно отражающие) признаки и условия идентификации, могут быть признаны органами Госгортехнадзора России недействительными. Такие результаты идентификации не могут быть основой для заключения договора страхования.

7.9. Результаты идентификации, проводимой организацией, эксплуатирующей опасный производственный объект (страхователем), оформляются по форме, приведенной в приложении 1 настоящих Методических рекомендаций.

При идентификации в целях страхования также оформляется сводный лист учета опасных производственных объектов в целях страхования ответственности, заполняемый по форме, приведенной в приложении 2 настоящих Методических рекомендаций.

Проверку правильности проведения идентификации в части выполнения требований Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" осуществляют органы Госгортехнадзора России.

 

Приложение 1

 

Идентификационный лист опасного производственного объекта*1

 

_____

*1. В пп. 1.1, 1.2, 4.1 - 4.4 заполняется свободное правое поле, в правом поле пп. 2.1 - 2.3 и 3.1 - 3.3 знаком  отмечаются коды нужных признаков опасности и типа объекта.

 

1. Опасный производственный объект
1.1. Полное наименование объекта
1.2. Местонахождение (адрес) объекта
2. Признаки опасности объекта
2.1. Получение, использование, переработка, образование, хранение, транспортирование, уничтожение опасных веществ, указанных в приложении 1 к Федеральному закону "О промышленной безопасности опасных производственных объектов"			21
2.2. Использование оборудования, работающего под давлением более 0,07 МПа или при температуре нагрева воды более 115°C			22
2.3. Использование стационарно установленных грузоподъемных механизмов, эскалаторов, канатных дорог, фуникулеров			23
3. Тип объекта
3.1. Объекты с опасными веществами в количестве, равном или превышающем количество, установленное приложением 2 к Федеральному закону "О промышленной безопасности опасных производственных объектов"			31
3.2. Не относящиеся к объектам, указанным в п. 3.1 настоящего листа, объекты с опасными веществами в количестве меньшем предельного количества, установленного приложением 2 к Федеральному закону "О промышленной безопасности опасных производственных объектов"			32
3.3. Не относящиеся к объектам, указанным в пп. 3.1 и 3.2 настоящего листа объекты, обладающие признаками опасности, указанными в пп. 2.1 - 2.3 настоящего листа			33
4. Эксплуатирующая организация (в соответствии с учредительными документами)
4.1. Полное наименование организации
4.2. Почтовый адрес организации
4.3. Телефон, факс
4.4. Ведомственная принадлежность

 

Приложение 2

 

Сводный лист учета опасных производственных объектов в целях страхования ответственности*1

_____

*1. Заполняются поля, помеченные звездочкой.

 

1. Организация-страхователь
1.1. Полное наименование		*
1.2. Должность и Ф.И.О. руководителя		*
1.3. Почтовый адрес		*
1.4. Телефон, факс		*
2. Опасные производственные объекты
2.1. Полное наименование		2.2. Код типа объекта	2.3. Минимальная страховая сумма, МРОТ
1) *		*	*
2) *		*	*
3) *		*	*
4) *		*	*
5) *		*	*
...	ИТОГО		*

 

Приложение 3

 

Пример идентификации опасных производственных объектов

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

экспертизы промышленной безопасности в части идентификации опасных производственных объектов в целях страхования гражданской ответственности во исполнение Федерального закона “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” Открытого акционерного общества “Энское объединение трубопроводного транспорта нефтепродуктов”

(ОАО “Энсктранснефтепродукт”)

 

Заключение экспертизы промышленной безопасности Открытого акционерного общества "Энское объединение трубопроводного транспорта нефтепродуктов" (ОАО “Энсктранснефтепродукт”) в части идентификации опасных производственных объектов в целях страхования гражданской ответственности за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу других лиц и окружающей природной среде в случае аварии на опасных производственных объектах является документом, определяющим:

типы опасных производственных объектов;

количество каждого типа опасных производственных объектов;

минимальный размер страховой суммы страхования ответственности.

Настоящее заключение экспертизы промышленной безопасности является основой для определения размера страховой суммы при заключении договора страхования между страховщиком и страхователем.

 

1. Вводная часть

 

1.1. Основание для проведения экспертизы.

Основанием для проведения экспертизы является договор № 202 от 05.06.99 г. между экспертной организацией - Государственным предприятием “Научно-технический центр по экспертизе и диагностике” (НТЦ “Экспертиза”) и организацией-страхователем - Открытым акционерным обществом “Энское объединение трубопроводного транспорта нефтепродуктов” (ОАО “Энсктранснефтепродукт”).

Экспертиза проведена в соответствии с требованиями нормативно-правовых документов, приведенных в приложении П.3.1 к настоящему заключению.

1.2. Сведения об экспертной организации.

Экспертной организацией является НТЦ “Экспертиза”.

Почтовый адрес: 106008, г. Энск, ул. Пушкина, 31.

Директор - Иванов Виктор Алексеевич.

Телефон:     114-55-77.           Факс:     114-67-58.

Численность работников НТЦ “Экспертиза” - по штатному расписанию 45 человек, фактическая численность составляет 35 человек. В числе сотрудников специалисты высшей квалификации с ученой степенью - 2 доктора наук, 6 кандидатов.

1.3. Сведения об экспертах.

Работа по идентификации выполнена экспертной группой в составе:

Заместитель директора                         Петров Андрей Сергеевич.

Заведующий лабораторией               Сомов Сергей Вячеславович.

Ведущий инженер-технолог               Зыков Михаил Михайлович.

Ведущий инженер-технолог               Панин Антон Владимирович.

1.4. Сведения о наличии лицензии на право проведения экспертизы промышленной безопасности.

НТЦ “Экспертиза” имеет лицензию на экспертизу безопасности производств и объектов нефтяной и газовой промышленности, выданную Госгортехнадзором России (регистрационный № 00.0-99/123 от 10.01.97 г.), с записью в приложении к лицензии:

"Предоставлено право осуществления деятельности по проведению экспертизы промышленной безопасности в части идентификации опасных производственных объектов с целью страхования гражданской ответственности организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу других лиц и окружающей природной среде в случае аварии на опасном производственном объекте в соответствии с Федеральным законом “О промышленной безопасности опасных производственных объектов”.

 

2. Перечень объектов экспертизы, на которые распространяется действие заключения экспертизы

 

Объектами экспертизы промышленной безопасности в части идентификации являются:

проектная документация и иные документы, связанные с эксплуатацией опасных производственных объектов ОАО “Энсктранснефтепродукт”;

здания и сооружения на опасном производственном объекте;

технические устройства, применяемые на опасных производственных объектах ОАО “Энсктранснефтепродукт”.

 

3. Данные о заказчике

3.1. Полное и сокращенное название организации-заказчика:

Открытое акционерное общество “Энское объединение трубопроводного транспорта нефтепродуктов” (ОАО “Энсктранснефтепродукт”).

3.2. Наименование должности и фамилия руководителя организации-заказчика:

Генеральный директор ОАО “Энсктранснефтепродукт”  Семенов Иван Сергеевич.

3.3. Полный почтовый адрес организации-заказчика, телефон, факс, телетайп:

406000, г. Энск, проспект Энгельса, 46.

Телефон 22-22-22. Факс 11-11-11.

3.3.1. Структурные подразделения организации-заказчика:

ОАО “Энсктранснефтепродукт” имеет в своем составе три производственных подразделения:

Северное производственное отделение (Северное ПО);

Восточное производственное отделение (Восточное ПО);

Центральная база производственного обслуживания (ЦБПО).

3.3.1.1. Северное производственное отделение.

456123, г. Северный, улица Пушкина, 2.

Телефон 22-11-22. Факс 11-23-11.

Начальник Северного производственного отделения  Иванов Николай Петрович.

3.3.1.2. Восточное производственное отделение.

456312, г. Восточный, проспект Гагарина, 25.

Телефон 33-12-21. Факс 44-51-12.

Начальник Восточного производственного отделения  Лебедев Анатолий Иванович.

3.3.1.3. Центральная база производственного обслуживания.

406000, г. Энск, улица Луговая, 4.

Телефон 22-47-15. Факс 22-11-99.

Начальник Центральной базы производственного обслуживания  Назаренко Павел Николаевич.

3.4. Перечень лицензий, выданных ОАО “ Энсктранснефтепродукт” Управлениями Госгортехнадзора России.

На период проведения экспертизы промышленной безопасности в части идентификации опасных производственных объектов в целях страхования гражданской ответственности ОАО “Энсктранснефтепродукт” имеет лицензии на виды деятельности, связанные с повышенной опасностью, приведенные в табл. П.3.1.

 

Таблица П.3.1

 

Перечень лицензий, выданных ОАО “Энсктранснефтепродукт”

 

№ п/п	Разрешенный вид деятельности	Регистрационный номер и дата выдачи лицензии	Срок действия лицензии, до
Лицензии, выданные ОАО “Энсктранснефтепродукт”
1	Эксплуатация объектов магистральных нефтепродуктопроводов с правом выполнения работ, перечисленных в приложении к лицензии, а именно:	00.10.Э-01/92 01.06.98		01.06.2001
	1. Прием и хранение нефтепродуктов, перекачка их по магистральным трубопроводам, налив в железнодорожные и автомобильные цистерны.
	2. Разработка (проектирование) документации на капитальный ремонт и капитальное строительство, реконструкцию и техническое перевооружение объектов и сооружений магистральных трубопроводных систем и нефтебаз.
	3. Выполнение ремонтных, строительно-монтажных и аварийно-восстановительных работ на объектах магистральных нефтепродуктопроводов.
	4. Ведение технического надзора за производством капитального ремонта и капитального строительства на объектах магистральных нефтепродуктопроводов.
	5. Изготовление нестандартного оборудования и запасных частей.
	6. Проведение технического диагностирования (освидетельствования) оборудования, линейной части МНПП и резервуаров.
	7. Ведение работ по обследованию подводных переходов магистральных нефтепродуктопроводов.
	8. Выполнение инженерно-геодезических и топосъемочных работ.
	9. Подготовка кадров основных профессий (индивидуальное обучение) для работы на объектах и сооружениях магистральных нефтепродуктопроводов.
Лицензии, выданные Северному производственному отделению ОАО “Энсктранснефтепродукт”
1	Эксплуатация объектов магистральных нефтепродуктопроводов с правом выполнения работ, перечисленных в приложении к лицензии, а именно:	00.10.Э-02/102 01.09.98			01.09.2001
	1. Прием и хранение нефтепродуктов, перекачка их по магистральным трубопроводам, налив в железнодорожные и автомобильные цистерны.
	2. Выполнение ремонтно-восстановительных работ на объектах магистральных нефтепродуктопроводов.
	3. Ведение технического надзора за производством капитального ремонта, строительства на объектах магистральных нефтепродуктопроводов, монтажных и наладочных работ систем КИПиА, электроснабжения, средств ЭХЗ, диагностирования МНПП.
	4. Ведение работ по обследованию подводных переходов МНПП, контроль сварных стыков неразрушающими методами, ремонт технологического оборудования перекачивающих станций, изготовление нестандартного оборудования и запасных частей.
Лицензии, выданные Восточному производственному отделению ОАО “Энсктранснефтепродукт”
1	Эксплуатация объектов магистральных нефтепродуктопроводов с правом выполнения работ, перечисленных в приложении к лицензии, а именно:	0001Э-01/00041 01.09.98			01.09.2001
	1. Прием и хранение нефтепродуктов, перекачка их по магистральным трубопроводам, налив в железнодорожные и автомобильные цистерны.
	2. Выполнение ремонтно-восстановительных работ на объектах магистральных нефтепродуктопроводов.
	3. Ведение технического надзора за производством капитального ремонта, строительства на объектах магистральных нефтепродуктопроводов, монтажных и наладочных работ систем КИПиА, электроснабжения, средств ЭХЗ, диагностирования МНПП.
	4. Ведение работ по обследованию подводных переходов МНПП, контроль сварных стыков неразрушающими методами, ремонт технологического оборудования перекачивающих станций, изготовление нестандартного оборудования и запасных частей.
Лицензии,  выданные Базе производственного обслуживания Восточного  производственного отделения
1	Строительство магистральных газо-, нефтепродуктопроводов, а именно:      выполнение ремонта и строительства магистральных трубопроводов, отводов на нефтебазы, резервуаров, перекачивающих насосов, монтаж оборудования и технологических трубопроводов, систем ЭХЗ.	0001Э-01/00042 01.12.98				01.12.2001
Лицензии, выданные Центральной базе производственного обслуживания ОАО “Энсктранснефтепродукт”
1	Проведение технического диагностирования оборудования, а именно:	00.10.Э-02/155 01.06.96				01.06.2001
	1. Проведение технического диагностирования (освидетельствования) оборудования, линейной части МНПП и резервуаров.
	2. Ведение работ по обследованию подводных переходов магистральных нефтепродуктопроводов.
	3. Выполнение инженерно-геодезических и топосъемочных работ.
	4. Проведение контроля оборудования и материалов неразрушающими методами контроля.
	5. Ведение технического надзора за производством капитального ремонта и капитального строительства на объектах магистральных нефтепродуктопроводов.
	6. Выполнение ремонтных, строительно-монтажных и аварийно-восстановительных работ на объектах магистральных нефтепродуктопроводов.

 

4. Цель экспертизы

 

Цель экспертизы - идентификация опасных производственных объектов ОАО “Энсктранснефтепродукт” для выполнения требований Федерального закона “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” в части страхования гражданской ответственности организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты трубопроводного транспорта нефтепродуктов.

 

5. Сведения о рассмотренных в процессе экспертизы документах

 

При проведении экспертизы рассмотрены:

1. Декларации промышленной безопасности Северного и Восточного производственных отделений ОАО “Энсктранснефтепродукт”.

2. Заключения экспертизы промышленной безопасности на Декларации промышленной безопасности производственных отделений ОАО “Энсктранснефтепродукт”.

3. Рабочие проекты магистральных нефтепродуктопроводов, отводов, ЛПДС, ПС и резервуарных парков в составе:

40105.00.00.000-П3. Пояснительная записка, Книги 1-5, 378 листов.

Технологическая часть (40105.00.00.000-ТХ. Общие указания, 40105.00.00.000-ТХ. Схема технологическая, 40105.00.00.000-ТХ. План на отметке 0.000).

Э-72114-1. Электротехническая часть. Силовое электрооборудование. Пожарная сигнализация.

40105.00.00.000-ВТ. Ведомость трубопроводов.

40105.00.00.000-ТХ. Спецификация оборудования.

4. Генеральные планы ЛПДС, ПС, ЦБПО и БПО ОАО “Энсктранснефтепродукт”.

5. Комплект паспортов на сосуды, работающие под давлением.

6. Комплект паспортов на грузоподъемные механизмы.

7. Паспорта линейной части нефтепродуктопроводов, ЛПДС и ПС ОАО “Энсктранснефтепродукт”.

8. Планы и профили линейной части участков нефтепродуктопроводов ОАО “Энсктранснефтепродукт”.

9. Планы размещения основного технологического оборудования на ЛПДС и ПС ОАО “Энсктранснефтепродукт”.

10. Книги учета и освидетельствования сосудов, работающих под давлением, находящихся на балансе предприятия.

11. Книги учета и освидетельствования грузоподъемных механизмов, находящихся на балансе предприятия.

 

6. Краткая характеристика и назначение объекта экспертизы

 

ОАО “Энсктранснефтепродукт” является промышленным предприятием, предназначенным для транспортирования нефтепродуктов (бензин, керосин, дизельное топливо) по магистральным нефтепродуктопроводам с нефтеперерабатывающих заводов на нефтебазы и другие объекты. В состав ОАО “Энсктранснефтепродукт” входят два производственных отделения: Северное ПО и Восточное ПО, которые непосредственно эксплуатируют и обслуживают участки магистральных нефтепродуктопроводов с отводами, насосными станциями и резервуарными парками, находящимися на балансе ОАО “Энсктранснефтепродукт”. В состав Восточного ПО входит База производственного обслуживания (БПО), предназначенная для выполнения ремонта и строительства магистральных трубопроводов, отводов на нефтебазы, резервуаров, перекачивающих насосов, монтажа оборудования и технологических трубопроводов, систем ЭХЗ.

В состав ОАО “Энсктранснефтепродукт” входит самостоятельное производственное подразделение  Центральная база производственного обслуживания (ЦБПО). Она предназначена для проведения технического диагностирования оборудования, линейной части МНПП и резервуаров, проведения работ по обследованию подводных переходов магистральных нефтепродуктопроводов, выполнения инженерно-геодезических и топосъемочных работ в ОАО “Энсктранснефтепродукт”.

Администрация ОАО “Энсктранснефтепродукт”, ведущие службы и отделы, осуществляющие общее руководство производственными отделениями и ЦБПО, размещены в отдельном административном здании, расположенном в г. Энск.

Данные по распределению объектов ОАО “Энсктранснефтепродукт” между его подразделениями (производственными отделениями) представлены в табл. П.3.2, а схема магистральных нефтепродуктопроводов ОАО “Энсктранснефтепродукт” - на рис. П.3.1.

 

Таблица П.3.2

 

Северное ПО	Восточное ПО
Нефтепродуктопровод "Энск-Юг" (с 0 по 382 км) с ЛПДС "Энск", ЛПДС "Первая" и ПС "Север"	Нефтепродуктопровод "Энск-Юг" (с 382 по 1176 км) с ЛПДС "Вторая", ЛПДС "Третья", ЛПДС "Четвертая", ЛПДС "Пятая" и ЛПДС "Шестая"
Нефтепродуктопровод "Энск-Восток" (с 0 по 386 км) с ЛПДС "Энск", ЛПДС "Первая" и ПС "Север"	Нефтепродуктопровод "Энск-Восток" (с 386 по 918 км) с ЛПДС "Вторая", ЛПДС "Третья" и ЛПДС "Пятая"
Нефтепродуктопровод "Энск-Запад" (с 0 по 580 км) с ЛПДС "Энск", ЛПДС "Альтово", ЛПДС "Балово" и ЛПДС "Венцы"	Нефтепродуктопровод "Глазово-Ермишь" (с 0 по 278 км) с ЛПДС "Вторая"
Нефтепродуктопровод "Энск-Борисово" (с 0 по 256 км) с ЛПДС "Энск"	Нефтепродуктопровод "Красный Яр-Бугры" (с 0 по 272 км) с ЛПДС "Третья"
Нефтепродуктопровод "Горки-Энск" (с 0 по 180 км) с ЛПДС "Горки" и ЛПДС "Энск"	База производственного обслуживания (БПО)
Нефтепродуктопровод "Валки-Энск" (с 0 по 173 км) с ЛПДС "Горки" и ЛПДС "Энск"
Нефтепродуктопровод "Энский НПЗ-Аэропорт" (с 0 по 61,5 км)

 

Рисунок П.3.1. Схема магистральных нефтепродуктопроводов ОАО “Энсктранснефтепродукт"

 

6.1 Магистральные нефтепродуктопроводы “Горки-Энск” (с 0 по 180 км) и "Валки-Энск" (с 0 по 173 км), проложенные в одном техническом коридоре.

Магистральный нефтепродуктопровод “Горки-Энск” предназначен для транспортирования дизельного топлива, а магистральный нефтепродуктопровод "Валки-Энск"  для транспортирования автомобильных бензинов с ЛПДС "Горки" на ЛПДС "Энск". Нефтепродуктопроводы включают в себя: линейные части, пять отводов от нефтепродуктопроводов на нефтебазы и ЛПДС "Горки".

6.1.1. Линейная часть.

Начало обслуживаемого ОАО “Энсктранснефтепродукт” магистрального нефтепродуктопровода “Горки-Энск”  0 км (ПК 0-00), камера пуска шарового разделителя ЛПДС "Горки". Конец нефтепродуктопровода - 180 км (ПК 1797+50), камера приема шарового разделителя ЛПДС "Энск".

Начало обслуживаемого ОАО “Энсктранснефтепродукт” магистрального нефтепродуктопровода "Валки-Энск"  0 км (ПК 0+00), камера пуска шарового разделителя ЛПДС "Горки". Конец нефтепродуктопровода - 173 км (ПК 172+10), камера приема шарового разделителя ЛПДС "Энск".

Проектирование нефтепродуктопроводов “Горки-Энск” и "Валки-Энск" (III класс по СНиП 2.05.06-85) выполнено "Гипронефтетранс", г. Волгоград. Строительство нефтепродуктопроводов выполнено трестом "Уралнефтегазстрой".

Нефтепродуктопровод “Горки-Энск” имеет:

5 переходов через реки и озера;

24 перехода через железные и автомобильные дороги;

1 резервную нитку.

Нефтепродуктопровод “Валки-Энск” имеет:

5 переходов через реки и озера;

24 перехода через железные и автомобильные дороги;

1 резервную нитку.

Обслуживаемые ОАО “Энсктранснефтепродукт” магистральные нефтепродуктопроводы “Горки-Энск” и "Валки-Энск" проходят по территории Республики Эм.

От нефтепродуктопроводов “Горки-Энск” и "Валки-Энск" берут начало пять отводов на нефтебазы, перечень которых представлен в табл. П.3.3).

 

Таблица П.3.3

 

№ п/п	Наименование отвода	Начало отвода на трассе нефтепродуктопровода		Наименование  республики (области)
		“Горки-Энск”	"Валки-Энск"
1.	Отвод на Ивкино	5 км	5 км
2.	Отвод на Сельцо	29 км	23 км
3.	Отвод на Ключи	57 км	53 км	Республика Эм
4.	Отвод на Мешиху	64 км	61 км
5.	Отвод на Лобово	115 км	111 км

 

Краткая характеристика линейной части магистрального нефтепродуктопровода “Горки-Энск” с резервной ниткой и отводами на нефтебазы приведена в табл. П.3.4.

 

Таблица П.3.4

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Пропускная способность нефтепродуктопровода:
1.1	проектная	млн т/год	1,5
1.2	фактическая	млн т/год	1,3
2	Год ввода в эксплуатацию:
2.1	магистрального нефтепродуктопровода	год	1979
2.2	отводов на нефтебазы на Ивкино на Сельцо на Ключи на Мешиху на Лобово	год год год год год	1980 1979 1979 1981 1979
3	Диаметр, толщина стенки:
3.1	магистрального нефтепродуктопровода	мм х мм	325x9, 377x9
3.2	резервных ниток	мм х мм	377x9
3.3	отводов на нефтебазы: на Ивкино на Сельцо на Ключи на Мешиху на Лобово	мм х мм мм х мм мм х мм мм х мм мм х мм	159-168x4,5-8 114x7 159x5 108x4 159x5
4	Протяженность:
4.1	магистрального нефтепродуктопровода	км	181
4.2	резервных ниток	км	0,647
4.3	отводов на нефтебазы: на Ивкино на Сельцо на Ключи на Мешиху на Лобово	км км км км км	5,050 1,177 24,233 0,650 25,991
5	Капитальный ремонт (замена):
5.1	магистрального нефтепродуктопровода:
5.1.1	участок	км	5-21 (труба)	23-42 (труба)	53-61 (труба)
5.1.2	давление испытания	МПа	8,0	8,0	8,0
5.2	резервных ниток		нет	нет	нет
5.2.1	участок	км
5.2.2	давление испытания	МПа
5.3	отводов на нефтебазы:			нет
5.3.1	участки на Ивкино на Мешиху	км км	0-2,250		0-0,650
5.3.2	давление испытания: на Ивкино на Мешиху	МПа МПа	8,0		8,0
6	Диагностирование:
6.1	участок магистрального нефтепродуктопровода	км	29-78	нет	78-127
6.2	участок резервных ниток	км	нет	138,00-138,43	нет
6.3	участки отводов на нефтебазы: на Сельцо на Ключи на Лобово	км км км	0-1,177	0-24,233	0-25,991
7	Максимально разрешенное рабочее давление после обследования (при сдаче в эксплуатацию):
7.1	участок магистрального нефтепродуктопровода	МПа	6,4		6,4
7.2	участок резервных ниток	МПа		6,4
7.3	участки отводов на нефтебазы: на Сельцо на Ключи на Лобово	МПа МПа МПа	6,4	6,4	6,4
8.	Количество аварий	шт.	0	1	0
9.	Количество несчастных случаев	шт.	1	0	0
9.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

Краткая характеристика линейной части магистрального нефтепродуктопровода "Валки-Энск" с резервными нитками и отводами приведена в табл. П.3.5.

 

Таблица П.3.5

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Пропускная способность нефтепродуктопровода:
1.1	проектная	млн т/год	4,5
1.2	фактическая	млн т/год	3,2
2	Год ввода в эксплуатацию:
2.1	магистрального нефтепродуктопровода	год	1979
2.2	отводов на нефтебазы на Ивкино на Сельцо на Ключи на Мешиху на Лобово	год год год год год	1980 1979 1979 1981 1979
3	Диаметр, толщина стенки:
3.1	магистрального нефтепродуктопровода	мм х мм	508-530x7-9,5
3.2	резервных ниток	мм х мм	377x9, 10
3.3	отводов на нефтебазы: на Ивкино на Сельцо на Ключи на Мешиху на Лобово	мм х мм мм х мм мм х мм мм х мм мм х мм	159-168x4,5-8 114x7 159x5 108x4 159x4,5
4	Протяженность:
4.1	магистрального нефтепродуктопровода	км	173
4.2	резервных ниток	км	0,824
4.3	отводов на нефтебазы: на Ивкино на Сельцо на Ключи на Мешиху на Лобово	км км км км км	5,040 1,168 24,257 0,620 25,991
5	Капитальный ремонт (замена):
5.1	магистрального нефтепродуктопровода:
5.1.1	участок	км	7-20 (изоляц.)	20-42 (изоляц.)	51-60 (изоляц.)
5.1.2	давление испытания	МПа	5,0	5,0	5,0
5.2	резервных ниток:		нет	нет	нет
5.2.1	участок	км
5.2.2	давление испытания	МПа
5.3	отводов на нефтебазы:			нет
5.3.1	участки: на Ивкино на Мешиху	км км	0-2,250		0-0,650
5.3.2.	давление испытания: на Ивкино на Мешиху	МПа МПа	5,0		5,0
6	Диагностирование:
6.1	участок магистрального нефтепродуктопровода	км	12-87	нет	87-117
6.2	участок резервных ниток	км	нет	нет	нет
6.3	участки отводов на нефтебазы: на Сельцо на Ключи на Лобово	км км км	0-1,168	0-24,257	0-25,991
7	Максимально разрешенное рабочее давление после обследования (при сдаче в эксплуатацию):
7.1	участок магистрального нефтепродуктопровода	МПа	4,0		4,0
7.2	участок резервных ниток	МПа
7.3	участки отводов на нефтебазы на Сельцо на Ключи на Лобово	МПа МПа МПа	4,0	4,0	4,0
8	Количество аварий	шт.	0	1	0
9	Количество несчастных случаев	шт.	1	0	0
9.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

Глубина залегания трубопровода “Горки-Энск” (от верха образующей трубы) от 1,1 до 1,7 м, а трубопровода "Валки-Энск"  от 0,8 до 1,7 м.

В одном техническом коридоре с нефтепродуктопроводами “Горки-Энск” и "Валки-Энск" проходят: газопровод “Горки-Энск” 700 мм и кабель связи данного газопровода на участке с 10 по 121 км нефтепродуктопровода "Валки-Энск".

6.1.2. ЛПДС “Горки”.

ЛПДС “Горки” предназначена для приема, учета и хранения автомобильных бензинов и дизельного топлива, поступающих с ОАО "Горкинефтеоргсинтез", перекачки нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам “Горки-Энск” и "Валки-Энск" на ЛПДС "Энск".

ЛПДС “Горки” расположена на расстоянии 7 км от г. Горки Республики Эм. Ближайшими населенными пунктами являются деревня Золино (0,6 км) и село Мулино (1,3 км) Горкинского района Республики Эм.

Общая площадь территории ЛПДС “Горки” составляет 18,0 га. Протяженность территории с юга на север составляет 0,43 км, с востока на запад - 0,52 км.

Проектирование ЛПДС “Горки” выполнено "Гипронефтетранс" г. Волгоград. Строительство - трестом "Уралнефтегазстрой".

Краткая характеристика ЛПДС “Горки” приведена в табл. П.3.6.

 

Таблица П.3.6

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию ЛПДС	год	1979
2	Производительность:
2.1	проектная	млн т/год	6,0
2.2	фактическая	млн т/год	5,2	5,6
3	Количество и тип насосных агрегатов:
3.1	магистральных	тип/шт.	НМ 500-800/2, НК 560-330/2
3.2	подпорных	тип/шт.	НДСН 14/4
4	Капитальный ремонт (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
5	Обследование технического состояния (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
6	Количество аварий	шт.	0	0	0
7	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
7.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

На территории ЛПДС “Горки” расположены резервуарные парки, предназначенные для приема и хранения автомобильных бензинов общей емкостью 45 000 м и дизельного топлива общей емкостью 40 000 м³.

 

Краткая характеристика резервуарных парков на ЛПДС “Горки” приведена в табл. П.3.7.

 

Таблица П.3.7

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию		1979
2	Резервуарная емкость, всего:	тыс м3	85
2.1	в том числе для бензинов - емкость РВС	шт./тыс м3	9/5
2.2	для дизельного топлива - емкость РВС	шт./тыс м3	8/5
3	Капитальный ремонт	тип/шт.	РВС 5000/2	РВС 5000/2	РВС 5000/1
4	Диагностирование	тип/шт.	РВС 5000/1	РВС 5000/2	РВС 5000/2
5	Количество аварий	шт.	0	0	0
6	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
6.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

6.2. ЛПДС “Энск”.

ЛПДС “Энск" предназначена для приема, учета и хранения автомобильных бензинов и дизельного топлива, поступающих с Энского НПЗ и по магистральным нефтепродуктопроводам “Горки-Энск” и “Валки-Энск” с последующей перекачкой нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам “Энск-Юг”, "Энск-Восток", "Энск-Запад" и "Энск-Борисово".

ЛПДС “Энск" расположена в Энском районе Республики Эм на расстоянии 9 км от города Энск.

Ближайшими населенными пунктами являются деревня Марьино (0,6 км) и село Дубники (1,1 км) Энского района Республики Эм.

Общая площадь ЛПДС "Энск" составляет 25,0 га. Протяженность территории с юга на север составляет 0,93 км, с востока на запад 0,76 км.

Проектирование ЛПДС "Энск" выполнено "Гипронефтетранс", г. Волгоград. Строительство выполнено трестом "Уралнефтегазстрой".

Краткая характеристика ЛПДС “Энск" приведена в табл. П.3.8.

 

Таблица П.3.8

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию ЛПДС	год	1980
2	Производительность:
2.1	проектная	млн т/год	19,03
2.2	фактическая	млн т/год	18,0	18,5
3	Количество и тип насосных агрегатов:
3.1	магистральных	тип/шт.	НМ 1250-260/4, НК 560-330/2, НМ 500-800/2
3.2	подпорных	тип/шт.	НДСН 14/6
4	Капитальный ремонт (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
5	Обследование технического состояния (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
6	Количество аварий	шт.	0	0	0
7	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
7.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

На территории ЛПДС “Энск” расположены резервуарные парки, предназначенные для приема и хранения автомобильных бензинов общей емкостью 190 000 м³ и дизельного топлива общей емкостью 180 000 м.

 

Краткая характеристика резервуарных парков на ЛПДС “Энск” приведена в табл. П.3.9.

 

Таблица П.3.9

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.		1998 г.		1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию		1980
2	Резервуарная емкость, всего:	тыс м3	370
2.1	в том числе для бензинов - емкость РВС	шт./тыс м3	4/20, 4/50, 5/5, 3/5, 15/10
2.2	для дизельного топлива - емкость РВС	шт./тыс м3	12/5, 12/10
3	Капитальный ремонт	тип/шт.	РВС-5000/2	нет		РВС-10000/2
4	Диагностирование	тип/шт.	РВС-5000/4	РВС-10000/5		РВС-10000/4
5	Количество аварий	шт.	0	0		0
6	Количество несчастных случаев	шт.	0	0		0
6.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0		0

 

6.3. Магистральный нефтепродуктопровод “Энск-Запад” (с 0 по 580 км).

Магистральный нефтепродуктопровод “Энск-Запад” предназначен для транспортирования автомобильных бензинов и дизельного топлива. Нефтепродуктопровод включает в себя: линейную часть с восемью отводами на нефтебазы и перемычкой на ЛПДС "Воскресенское", ЛПДС "Альтово", ЛПДС "Балово" и ЛПДС "Венцы".

6.3.1. Линейная часть.

Начало обслуживаемого ОАО “Энсктранснефтепродукт” магистрального нефтепродуктопровода “Энск-Запад” - 0 км (ПК 0+00), камера пуска шарового разделителя на ЛПДС "Энск". Конец нефтепродуктопровода - 580 км (ПК 452+90), камера пуска шарового разделителя на ЛПДС "Горино" ОАО "Западтранснефтепродукт".

Проектирование нефтепродуктопровода “Энск-Запад” (III класс по СНиП 2.05.06-85) выполнено "Гипронефтетранс", г. Волгоград. Строительство нефтепродуктопровода выполнено трестом "Уралнефтегазстрой".

Нефтепродуктопровод “Энск-Запад” имеет:

18 переходов через реки и озера;

43 перехода через железные и автомобильные дороги;

6 резервных ниток.

Обслуживаемый ОАО “Энсктранснефтепродукт” магистральный нефтепродуктопровод “Энск-Запад” проходит по территории Республики Эм, Ореховской и Семеновской областей. Границы территориального деления участков нефтепродуктопровода и расположение ЛПДС и ПС приведены в табл. П.3.10).

 

Таблица П.3.10

 

№ п/п	Наименование республики, области	Длина участков магистрального нефтепродуктопровода	Расположение нефтеперекачивающих станций
1	Республика Эм	с 0 по 306 км (306 км)	ЛПДС “Энск” на 0 км трассы, ЛПДС "Альтово" на 111 км трассы, ЛПДС "Балово" на 175 км трассы, ЛПДС "Венцы" на 306 км трассы
2	Ореховская область	с 306 по 342 км (36 км)
3	Семеновская область	с 342 по 580 км (238 км)

 

От нефтепродуктопровода “Энск-Запад” берут начало восемь отводов на нефтебазы и перемычка на ЛПДС "Воскресенское" ОАО "Западтранснефтепродукт", перечень которых представлен в табл. П.3.11.

 

Таблица П.3.11

 

№ п/п	Наименование отвода	Начало отвода на трассе нефтепродуктопровода	Наименование  республики (области)
1	Отвод на Малово	40 км	Республика Эм
2	Отвод на Чишмы	70 км	Республика Эм
3	Отвод на Буряки с отводом на АЗС Буряки	125 км 3 км	Республика Эм
4	Отвод на Октябрьский	200 км	Республика Эм
5	Отвод на Тополево	221 км	Республика Эм, Республика Коми
6	Отвод на Смолино	326 км	Ореховская обл.
7	Отвод на Тропарево с отводом на Клименки с отводом на Красново	476 км 6 км 9 км	Семеновская обл.
8	Отвод на Тропинино	502км	Семеновская обл.
9	Перемычка на ЛПДС "Воскресенское"	510 км	Семеновская обл.

 

Краткая характеристика линейной части магистрального нефтепродуктопровода “Энск-Запад” с резервными нитками и отводами на нефтебазы и перемычкой на ЛПДС "Воскресенское" приведена в табл. П.3.12.

 

Таблица П.3.12

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Пропускная способность нефтепродуктопровода
1.1	проектная	млн т/год	8,05
1.2	фактическая	млн т/год	7,85
2	Год ввода в эксплуатацию:
2.1	магистрального нефтепродуктопровода	год	1980
2.2	перемычки на ЛПДС "Воскресенское"	год	1980
2.3	отводов на нефтебазы: на Малово на Чишмы на Буряки с отводом на АЗС Буряки на Октябрьский на Тополево на Смолино на Тропарево с отводом на Клименки с отводом на Красново на Тропинино	год год год год год год год год год год год	1980 1980 1980 1980 1980 1981 1980 1980 1980 1981 1980
3	Диаметр, толщина стенки:
3.1	магистрального нефтепродуктопровода	мм х мм	530x7,5 - 9
3.2	резервных ниток	мм х мм	530x9
3.3	перемычки на ЛПДС "Воскресенское"	мм х мм	377x9
3.4	отводов на нефтебазы:
	на Малово	мм х мм	159x5
	на Чишмы	мм х мм	219x7
	на Буряки с отводом на АЗС Буряки	мм х мм	159x5 114x4,5
	на Октябрьский	мм х мм	114x9
	на Тополево	мм х мм	159x4
	на Смолино	мм х мм	114x4
	на Тропарево с отводом на Клименки с отводом на Красново	мм х мм мм х мм мм х мм	159x4 114x5 159x5
	на Тропинино	мм х мм	159x5
4	Протяженность:
4.1	магистрального нефтепродуктопровода	км	580,2
4.2	резервных ниток	км	14,604
4.3	перемычки на ЛПДС "Воскресенское"	км	88
4.4	отводов на нефтебазы
	на Малово	шт. х км	2x4,840
	на Чишмы	шт. х км	2x22,013
	на Буряки с отводом на АЗС Буряки	шт. х км шт. х км	2x12,400 2x0,530
	на Октябрьский	шт. х км	2x0,192
	на Тополево	шт. х км	2x6,047
	на Смолино	шт. х км	2x6,770
	на Тропарево с отводом на Клименки с отводом на Красново	шт. х км шт. х км шт. х км	2x115,778 2x1,400 2x0,739
	на Тропинино	шт. х км	2x83,872
5	Капитальный ремонт (замена):
5.1	магистрального нефтепродуктопровода:
5.1.1	участок	км	90-112 (изоляц.)	590-620 (труба)	343-382 (изоляц.)
5.1.2	давление испытания	МПа	5,0	5,0	5,0
5.2	резервных ниток:			нет
5.2.1	участок	км	96-98,5		14,2-19
5.2.2	давление испытания	МПа	5,0		5,0
5.3	отводов на нефтебазы:
5.3.1	участки: на Малово на Тополево на Смолино	км км км	0-0,195	0-0,278	1,3-3,8
5.3.2.	давление испытания: на Малово на Тополево на Смолино	МПа МПа МПа	5,0	5,0	5,0
6	Диагностирование:
6.1	участок магистрального нефтепродуктопровода	км	129-787	нет	787-1176
6.2	участок резервных ниток	км	нет	нет	нет
6.3	участки отводов на нефтебазы: на Чишмы с отводом на АЗС Арсенево на Октябрьский на Тополево на Тропинино	км км км км км	0-3,200   0-1,300	0-2,100	0-1,200
7	Максимально разрешенное рабочее давление после обследования (при сдаче в эксплуатацию):
7.1	участок магистрального нефтепродуктопровода	МПа	4,0		4,0
7.2	участок резервных ниток	МПа
7.3	участки отводов на нефтебазы: на Чишмы с отводом на АЗС Арсенево на Октябрьский на Тополево на Тропинино	МПа МПа МПа МПа МПа	4,0   4,0	4,0	4,0
8	Количество аварий	шт.	0	1	0
9	Количество несчастных случаев	шт.	1	0	0
9.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

Глубина залегания трубопровода “Энск-Запад” (от верха образующей трубы) от 0,8 до 1,5 м.

В одном техническом коридоре с нефтепродуктопроводом “Энск-Запад” проходят: нефтепровод “Восток-Запад” 1000 мм и кабель связи данного нефтепровода на участке 10 - 421 км нефтепровода “Энск-Запад”.

6.3.2. ЛПДС “Альтово”.

ЛПДС “Альтово” предназначена для перекачивания автомобильных бензинов и дизельного топлива по магистральному нефтепродуктопроводу “Энск-Запад”.

ЛПДС “Альтово” расположена в Котовском районе Республики Эм, на 111 км нефтепродуктопровода “Энск-Запад”. ЛПДС “Альтово” расположена на расстоянии 22 км от г. Котово Республики Эм. Близлежащий населенный пункт  село Альтово, расположенное на расстоянии 560 м от станции. К юго-востоку от ЛПДС “Альтово” на расстоянии 2,6 км расположено село Владимировка.

Общая площадь территории ЛПДС “Альтово” составляет 8,5 га. Протяженность территории с юга на север составляет 0,29 км, с востока на запад - 0,15 км.

Проектирование ЛПДС “Альтово” выполнено "Гипронефтетранс", г. Волгоград. Строительство нефтепродуктопровода выполнено трестом "Уралнефтегазстрой".

Краткая характеристика ЛПДС “Альтово” приведена в табл. П.3.13.

 

Таблица П.3.13

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию ЛПДС	год	1980
2	Производительность:
2.1	проектная	млн т/год	8,05
2.2	фактическая	млн т/год	7,62	7,03
3	Количество и тип насосных агрегатов:
3.1	магистральных	тип/шт.	МН 1250-260/3
3.2	подпорных	тип/шт.	НДСН 14/3
4	Капитальный ремонт (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
5	Обследование технического состояния (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
6	Количество аварий	шт.	0	0	0
7	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
7.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

На территории ЛПДС “Альтово” расположен резервуарный парк общей емкостью 20 000 м³, предназначенный для приема и хранения автомобильных бензинов и дизельного топлива.

Краткая характеристика резервуарного парка на ЛПДС “Альтово” приведена в табл. П.3.14.

 

Таблица П.3.14

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию		1980
2	Резервуарная емкость, всего:	тыс. м3	20
2.1	в том числе для бензинов - емкость РВС	шт./тыс. м3	3/5
2.2	для дизельного топлива - емкость РВС	шт./тыс. м3	1/5
3	Капитальный ремонт	тип/шт.	РВС-5000/1	нет	нет
4	Диагностирование	тип/шт.	РВС-5000/2	РВС-5000/1	нет
5	Количество аварий	шт.	0	0	0
6	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
6.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

6.3.3. ЛПДС "Балово".

ЛПДС "Балово" предназначена для перекачивания автомобильных бензинов и дизельного топлива по магистральному нефтепродуктопроводу “Энск-Запад”.

ЛПДС "Балово" расположена в Сиамском районе Республики Эм, на 175 км нефтепродуктопровода “Энск-Запад”. ЛПДС "Балово" расположена на расстоянии 8 км от г. Сиамск Республики Эм. Близлежащий населенный пункт - деревня Борзаково - расположена на расстоянии 500 м от станции. К юго-востоку от ЛПДС "Балово" на расстоянии 0,9 км расположено село Фролищи.

Общая площадь территории ЛПДС "Балово" составляет 10,5 га. Протяженность территории с юга на север составляет 0,36 км, с востока на запад - 0,28 км.

Проектирование ЛПДС "Балово" выполнено "Гипронефтетранс", г. Волгоград. Строительство нефтепродуктопровода выполнено трестом "Уралнефтегазстрой".

Краткая характеристика ЛПДС "Балово" приведена в табл. П.3.15.

 

Таблица П.3.15

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию ЛПДС	год	1980
2	Производительность:
2.1	проектная	млн т/год	8,05
2.2	фактическая	млн т/год	7,62	7,03
3	Количество и тип насосных агрегатов:
3.1	магистральных	тип/шт.	МН 1250-260/3
3.2	подпорных	тип/шт.	НДСН 14/3
4	Капитальный ремонт (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
5	Обследование технического состояния (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
6	Количество аварий	шт.	0	0	0
7	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
7.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

На территории ЛПДС "Балово" расположен резервуарный парк общей емкостью 100 000 м³, предназначенный для приема и хранения автомобильных бензинов и дизельного топлива.

Краткая характеристика резервуарного парка на ЛПДС "Балово" приведена в табл. П.3.16.

 

Таблица П.3.16

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию	год	1980
2	Резервуарная емкость, всего:	тыс. м3	100
2.1	в том числе для бензинов - емкость РВС	шт./тыс. м3	6/10
2.2	для дизельного топлива - емкость РВС	шт./тыс. м3	4/10
3	Капитальный ремонт	тип/шт.	РВС-10000/1	нет	нет
4	Диагностирование	тип/шт.	РВС-10000/2	РВС-10000/2	нет
5	Количество аварий	шт.	0	0	0
6	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
6.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

6.3.4. ЛПДС "Венцы".

ЛПДС "Венцы" предназначена для перекачивания автомобильных бензинов и дизельного топлива по магистральному нефтепродуктопроводу “Энск-Запад”.

ЛПДС "Венцы" расположена в Гороховецком районе Республики Эм, на 306 км нефтепродуктопровода “Энск-Запад”. ЛПДС "Венцы" расположена на расстоянии 11 км от г. Горховец Республики Эм. Близлежащий населенный пункт - деревня Овчины - расположена на расстоянии 1,3 км от станции. К юго-востоку от ЛПДС "Венцы" на расстоянии 2,3 км расположено село Ивановка.

Общая площадь территории ЛПДС "Венцы" составляет 5,6 га. Протяженность территории с юга на север составляет 0,22 км, с востока на запад - 0,12 км.

Проектирование ЛПДС "Венцы" выполнено "Гипронефтетранс", г. Волгоград. Строительство нефтепродуктопровода выполнено трестом "Уралнефтегазстрой".

Краткая характеристика ЛПДС "Венцы" приведена в табл. П.3.17.

 

Таблица П.3.17

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию ЛПДС	год	1980
2	Производительность:
2.1	проектная	млн т/год	8,05
2.2	фактическая	млн т/год	7,62	7,03
3	Количество и тип насосных агрегатов:
3.1	магистральных	тип/шт.	МН 1250-260/3
3.2	подпорных	тип/шт.	НДСН 14/3
4	Капитальный ремонт (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
5	Обследование технического состояния (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
6	Количество аварий	шт.	0	0	0
7	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
7.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

На территории ЛПДС "Венцы" расположен резервуарный парк общей емкостью 20 000 м³, предназначенный для приема и хранения автомобильных бензинов и дизельного топлива.

Краткая характеристика резервуарного парка на ЛПДС "Венцы" приведена в табл. П.3.18.

 

Таблица П.3.18

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию		1980
2	Резервуарная емкость, всего:	тыс. м3	20
2.1	в том числе для бензинов - емкость РВС	шт./тыс. м3	1/10
2.2	для дизельного топлива - емкость РВС	шт./тыс. м3	1/10
3	Капитальный ремонт	тип/шт.	РВС-10000/1	нет	нет
4	Диагностирование	тип/шт.	нет	РВС-10000/1	нет
5	Количество аварий	шт.	0	0	0
6	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
6.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

6.4. Магистральный нефтепродуктопровод “Энск-Борисово” (с 0 по 256 км).

Магистральный нефтепродуктопровод “Энск-Борисово” предназначен для транспортирования автомобильных бензинов и дизельного топлива с ЛПДС "Энск" на нефтебазу "Борисово" и по четырем отводам на нефтебазы "Малово", "Ханкулово", "Ясенево" и "Андреевка".

6.4.1. Линейная часть.

Начало обслуживаемого ОАО “Энсктранснефтепродукт” магистрального нефтепродуктопровода “Энск-Борисово” - 0 км (ПК 0+00), камера пуска шарового разделителя на ЛПДС "Энск". Конец магистрального нефтепродуктопровода - 256 км (ПК 169+20), камера приема шарового разделителя на нефтебазе "Борисово".

Проектирование нефтепродуктопровода “Энск-Борисово” (IV класс по СНиП 2.05.06-85) выполнено "Гипронефтетранс", г. Волгоград. Строительство нефтепродуктопровода выполнено трестом "Уралнефтегазстрой".

Нефтепродуктопровод “Энск-Борисово” имеет:

5 переходов через реки и озера;

22 перехода через железные и автомобильные дороги;

3 резервных нитки.

Обслуживаемый ОАО “Энсктранснефтепродукт” магистральный нефтепродуктопровод “Энск-Борисово” проходит по территории Республики Эм и Борисовской области. Границы территориального деления участков нефтепродуктопровода приведено в табл, П.3.19.

 

Таблица П.3.19

 

№ п/п	Наименование республики, области	Длина участков магистрального нефтепродуктопровода	Наименование и расположение перекачивающих станций
1.	Республика Эм	с 0 по 215 км (215 км)
2.	Борисовская область	с 215 по 256 км (41 км)

 

От нефтепродуктопровода “Энск-Борисово” берут начало четыре отвода на нефтебазы, перечень которых представлен в табл, П.3.20.

 

 

Таблица П.3.20

 

№ п/п	Наименование отвода	Начало отвода на трассе нефтепродуктопровода	Наименование  республики (области)
1.	Отвод на Малово	47 км	Республика Эм
2.	Отвод на Ханкулово	71 км	Республика Эм
3.	Отвод на Ясенево	138 км	Республика Эм
4.	Отвод на Андреевку	174 км	Борисовская обл.

 

Краткая характеристика линейной части магистрального нефтепродуктопровода “Энск-Борисово” с резервными нитками и отводами на нефтебазы приведена в табл. П.3.21.

 

Таблица П.3.21

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.		1999 г.
1	Пропускная способность нефтепродуктопровода:
1.1	проектная	млн т/год	0,98
1.2	фактическая	млн т/год	0,89
2	Год ввода в эксплуатацию:
2.1	магистрального нефтепродуктопровода	год	1988
2.2	отводов на нефтебазы: на Малово на Ханкулово на Ясенево на Андреевку	год год год год	1988 1988 1989 1988
3	Диаметр, толщина стенки:
3.1	магистрального нефтепродуктопровода	мм х мм	273-325x8-10
3.2	резервных ниток	мм х мм	273-325x8-10, 325x10, 273x12
3.3	отводов на нефтебазы: на Малово на Ханкулово на Ясенево на Андреевку	мм х мм мм х мм мм х мм мм х мм	149x5 159x5 149x5 114x6
4	Протяженность:
4.1	магистрального нефтепродуктопровода	км	256,2
4.2	резервных ниток	км	26,03
4.3	отводов на нефтебазы: на Малово на Ханкулово на Ясенево на Андреевку	шт. x км шт. x км шт. x км шт. x км	2x0,192 2x16,202 2x26,800 2x0,103
5	Капитальный ремонт (замена):
5.1	магистрального нефтепродуктопровода:
5.1.1	участок	км	нет		нет		нет
5.1.2	давление испытания	МПа	нет		нет		нет
5.2	резервных ниток:
5.2.1	участок	км	нет		нет		нет
5.2.2	давление испытания	МПа	нет		нет		нет
5.3	отводов на нефтебазы:
5.3.1	участки: на Малово на Ханкулово	шт. х км шт. х км	2х0,192		нет		0-16,202
5.3.2	давление испытания: на Малово на Ханкулово	МПа МПа	8,0				8,0
6	Диагностирование:
6.1	участок магистрального нефтепродуктопровода	км	129-787		нет		787-1176
6.2	участок резервных ниток	км	нет		0,647		нет
6.3	участки отводов на нефтебазы	км	нет		нет		нет
7	Максимально разрешенное рабочее давление после обследования (при сдаче в эксплуатацию)
7.1	участок магистрального нефтепродуктопровода	МПа	6,4				6,4
7.2	участок резервных ниток	МПа			6,4
7.3	участки отводов на нефтебазы	МПа
8	Количество аварий	шт.	0		1		0
9	Количество несчастных случаев	шт.	1		0		0
9.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0		0		0

 

Глубина залегания трубопровода “Энск-Борисово” (от верха образующей трубы) от 1,1 до 1,7 м.

В одном техническом коридоре с нефтепродуктопроводом “Энск-Борисово” проходят: нефтепровод "Энск-Северный" 700 мм и газопровод "Борисово-Энск" 1200 мм.

6.5. Магистральный нефтепродуктопровод “Энск-Юг” (с 0 по 1176 км).

Магистральный нефтепродуктопровод “Энск-Юг” предназначен для транспортирования автомобильных бензинов с ЛПДС "Энск" и включает в себя: линейную часть с двенадцатью отводами на нефтебазы, ЛПДС "Первая", ПС "Север", ЛПДС "Вторая", ЛПДС "Третья", ЛПДС "Четвертая", ЛПДС "Пятая" и ЛПДС "Шестая".

6.5.1. Линейная часть.

Начало обслуживаемого ОАО “Энсктранснефтепродукт” магистрального нефтепродуктопровода “Энск-Юг”  0 км (ПК 0+00), камера пуска шарового разделителя на ЛПДС "Энск". Конец - 1176 км (ПК 452+90), камера приема шаровых разделителей на ЛПДС "Седьмая", входящей в состав ОАО "Югтранснефтепродукт".

Проектирование нефтепродуктопровода “Энск-Юг” (III класс по СНиП 2.05.06-85) выполнено "Гипронефтетранс", г. Волгоград. Строительство нефтепродуктопровода выполнено трестом "Уралнефтегазстрой".

Нефтепродуктопровод “Энск-Юг”имеет:

39 переходов через реки и озера;

64 перехода через железные и автомобильные дороги;

11 резервных ниток.

Обслуживаемый ОАО “Энсктранснефтепродукт” магистральный нефтепродуктопровод “Энск-Юг” проходит по территории Республики Эм, Канской, Васильевской и Николаевской областей. Границы территориального деления участков нефтепродуктопровода и расположение ЛПДС и ПС приведены в табл. П.3.22.

 

Таблица П.3.22

 

№ п/п	Наименование республики, области	Длина участков магистрального нефтепродуктопровода	Расположение нефтеперекачивающих станций
1	Республика Эм	с 0 по 419 км (419 км)	ЛПДС “Энск” на 0 км трассы, ЛПДС "Первая" на 129 км трассы, ПС "Север" на 218 км трассы, ЛПДС "Вторая" на 382 км трассы
2	Канская область	с 419 по 860 км (441 км)	ЛПДС "Третья" на 527 км трассы, ЛПДС "Четвертая" на 787 км трассы
3	Васильевская область	с 860 по 998 км (138 км)	ЛПДС "Пятая" на 914 км трассы
4	Николаевская область	с 998 по 1176 км (178 км)	ЛПДС "Шестая" на 1046 км трассы

 

От нефтепродуктопровода “Энск-Юг” берут начало тринадцать отводов на нефтебазы, перечень которых представлен в табл. П.3.23.

 

Таблица П.3.23

 

№ п/п	Наименование отвода	Начало отвода на трассе нефтепродуктопровода	Наименование  республики (области)
1	Отвод на Иглино	15км	Республика Эм
2	Отвод на Кропачево	130 км	Республика Эм
3	Отвод на Сулея	193 км	Республика Эм
4	Отвод на Травники	217 км	Республика Эм
5	Отвод на Щучанск	477 км	Канская обл.
6	Отвод на Шумиху	510 км	Канская обл.
7	Отвод на Юргомыш	590 км	Канская обл.
8	Отвод на Макушино	774 км	Канская обл.
9	Отвод на Петухово	821 км	Канская обл.
10	Отвод на Петропавловск	914 км	Васильевская обл.
11	Отвод на Булаево	992 км	Васильевская обл.
12	Отвод на Москаленко	1091 км	Николаевская обл.
13	Отвод на Любино	1137 км	Николаевская обл.

 

Краткая характеристика линейной части магистрального нефтепродуктопровода “Энск-Юг” с резервными нитками и отводами на нефтебазы приведена в табл. П.3.24.

 

Таблица П.3.24

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Пропускная способность нефтепродуктопровода:
1.1	проектная	млн т/год	до ЛПДС "Вторая" - 3,3 до ЛПДС "Седьмая" - 3,0
1.2	фактическая	млн т/год	до ЛПДС "Вторая" - 3,0 до ЛПДС "Седьмая" - 2,8
2	Год ввода в эксплуатацию:
2.1	магистрального нефтепродуктопровода	год	1980
2.2	отводов на нефтебазы: на Иглино на Кропачево на Сулею на Травники на Щучанск на Шумиху на Юргомыш на Макушино на Петухово на Петропавловск на Булаево на Москаленко на Любино	год год год год год год год год год год год год год	1980 1980 1983 1984 1980 1981 1980 1986 1980 1980 1981 1980 1980
3	Диаметр, толщина стенки:
3.1	магистрального нефтепродуктопровода	мм х мм	377x8, 9, 10, 11, 12
3.2	резервных ниток	мм х мм	377x9, 10, 11, 12, 13
3.3	отводов на нефтебазы:
	на Иглино	мм х мм	114-159x5
	на Кропачево	мм х мм	159x9
	на Сулею	мм х мм	108x4
	на Травники	мм х мм	377x9
	на Щучанск	мм х мм	108x4
	на Шумиху	мм х мм	114x4
	на Юргомыш	мм х мм	159x5
	на Макушино	мм х мм	108x4
	на Петухово	мм х мм	159x8
	на Петропавловск	мм х мм	219x9
	на Булаево	мм х мм	114x4
	на Москаленко	мм х мм	108-159x5
	на Любино	мм х мм	159x5
4.	Протяженность:
4.1	магистрального нефтепродуктопровода	км	1175,948
4.2	резервных ниток	км	21,211
4.3	отводов на нефтебазы: на Иглино на Кропачево на Сулею на Травники на Щучанск на Шумиху на Юргомыш на Макушино на Петухово на Петропавловск на Булаево на Москаленко на Любино	км км км км км км км км км км км км км	7,711 0,195 1,045 0,650 0,278 5,400 5,050 1,300 1,200 1,400 2,100 3,200 14,546
5.	Капитальный ремонт (замена):
5.1	магистрального нефтепродуктопровода:
5.1.1	участок	км	90-112 (изоляц.)	590-620 (изоляц.)	343-382 (изоляц.)
5.1.2	давление испытания	МПа	5,0	5,0	5,0
5.2	резервных ниток:			нет
5.2.1	участок	км	96-98,5 (труба)		14,2-19 (труба)
5.2.2	давление испытания	МПа	5,0		5,0
5.3	отводов на нефтебазы:
5.3.1	участки: на Кропачево на Шумиху на Щучанск	км км км	0,195	0,278	1,3-3,8
5.3.2	давление испытания: на Кропачево на Шумиху на Щучанск	МПа МПа МПа	5,0	5,0	5,0
6.	Диагностирование:
6.1	участок магистрального нефтепродуктопровода	км	129-787	нет	787-1176
6.2	участок резервных ниток	км	нет	нет	нет
6.3	участки отводов на нефтебазы: на Москаленко на Булаево на Макушино на Петухово	км км км км	0-3,200   0-1,300	0-2,100	0-1,200
7.	Максимально разрешенное рабочее давление после обследования (при сдаче в эксплуатацию):
7.1	участок магистрального нефтепродуктопровода	МПа	4,0		4,0
7.2	участок резервных ниток	МПа
7.3	участки отводов на нефтебазы: на Москаленко на Булаево на Макушино на Петухово	МПа МПа МПа МПа	4,0   4,0	4,0	4,0
8.	Количество аварий	шт.	0	1	0
9.	Количество несчастных случаев	шт.	1	0	0
9.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

Глубина залегания трубопровода “Энск-Юг” (от верха образующей трубы) от 0,8 до 1,5 м.

В одном техническом коридоре с нефтепродуктопроводом “Энск-Юг” проходят:

нефтепродуктопровод “Энск-Восток” 500 мм и кабель связи данного нефтепродуктопровода на участке 0-914 км нефтепровода “Энск-Юг”;

газопровод “Саратов-Череповец” 800 на участках 126-133 км;

газопровод “Починки-Грязовец” 1420 мм на участке 196-320 км нефтепровода “Энск-Восток”;

кабель связи газопроводов “Саратов-Череповец” и “Починки-Грязовец” параллельно газопроводам.

6.5.2. ЛПДС “Первая”.

ЛПДС “Первая” предназначена для перекачивания автомобильных бензинов и дизельного топлива по магистральным нефтепродуктопроводам “Энск-Юг” и "Энск-Восток".

ЛПДС “Первая” расположена в Вязовском районе Республики Эм, на 129 км нефтепродуктопровода “Энск-Юг” и на 129 км нефтепродуктопровода "Энск-Восток". ЛПДС “Первая” расположена на расстоянии 24 км от г. Вязово Республики Эм. Близлежащий населенный пункт - деревня Клин - расположен на расстоянии 500 м от станции. К юго-востоку от ЛПДС “Первая” на расстоянии 2,1 км расположено село Вяземское.

Общая площадь территории ЛПДС “Первая” составляет 12,1 га. Протяженность территории с юга на север составляет 0,44 км, с востока на запад - 0,24 км.

Проектирование ЛПДС “Первая”  выполнено "Гипронефтетранс", г. Волгоград. Строительство нефтепродуктопровода выполнено трестом "Уралнефтегазстрой".

Краткая характеристика ЛПДС “Первая” приведена в табл. П.3.25.

 

Таблица П.3.25

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию ЛПДС	год	1980
2	Производительность:
2.1	проектная	млн т/год	10,0
2.2	фактическая	млн т/год	9,2	9,3
3	Количество и тип насосных агрегатов:
3.1	магистральных	тип/шт.	НМ 1250-260/2, НМ 560-330/4
3.2	подпорных	тип/шт.	НДСН 14/4
4	Капитальный ремонт (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
5	Обследование технического состояния (объекта, оборудования)	тип/шт.	НМ 1250-260/2	нет	нет
6	Количество аварий	шт.	0	1	0
7	Количество несчастных случаев	шт.	0	1	0
7.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	1	0

 

На территории ЛПДС “Первая” расположен резервуарный парк общей емкостью 20 000 м³, предназначенный для приема и хранения автомобильных бензинов и дизельного топлива.

Краткая характеристика резервуарного парка на ЛПДС “Первая” приведена в табл. П.3.26.

 

Таблица П.3.26

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию		1980
2	Резервуарная емкость, всего:	тыс. м3	20
2.1	в том числе для бензинов - емкость РВС	шт./тыс. м3	3/5
2.2	для дизельного топлива - емкость РВС	шт./тыс. м3	1/5
3	Капитальный ремонт	тип/шт.	РВС-5000/1	нет	нет
4	Диагностирование	тип/шт.	РВС-5000/1	РВС-5000/1	нет
5	Количество аварий	шт.	0	0	0
6	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
6.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

6.5.3. ПС “Север”.

Перекачивающая станция ПС “Север” предназначена для перекачивания автомобильных бензинов и дизельного топлива по магистральным нефтепродуктопроводам “Энск-Юг” и "Энск-Восток". ПС “Север” расположена в Петуховском районе республики Эм, на 218 км нефтепродуктопровода “Энск-Юг” и на 217 км нефтепродуктопровода “Энск-Восток”.

ПС “Север” расположена на расстоянии 4 км от поселка Степаново, 23 км от г. Васильевск Республики Эм.

Общая площадь территории ПС “Север” составляет 4,0 га. Протяженность территории с юга на север составляет 0,34 км, с востока на запад - 0,18 км.

Проектирование ПС “Север” выполнено "Гипронефтетранс", г. Волгоград. Строительство нефтепродуктопровода выполнено трестом "Уралнефтегазстрой".

Краткая характеристика ПС “Север” приведена в табл. П.3.27.

 

Таблица П.3.27

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию ПС	год	1980
2	Производительность:
2.1	проектная	млн т/год	10
2.2	фактическая	млн т/год	9,2	9,3
3	Количество и тип насосных агрегатов:
3.1	магистральных	тип/шт.	НМ 1250-260/2, НМ 560-330/4
3.2	подпорных	тип/шт.	НДСН 14/4
4	Капитальный ремонт (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
5	Обследование технического состояния (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
6	Количество аварий	шт.	0	0	0
7	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
7.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

На территории ПС “Север” расположен резервуарный парк общей емкостью 10 000 м³, предназначенный для приема и хранения автомобильных бензинов и дизельного топлива.

 

Краткая характеристика резервуарного парка на ПС “Север” приведена в табл. П.3.28.

 

Таблица П.3.28

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию		1980
2	Резервуарная емкость, всего:	тыс. м3	10
2.1	в том числе для бензинов - емкость РВС	шт./тыс. м3	1/5
2.2	для дизельного топлива - емкость РВС	шт./тыс. м3	1/5
3	Капитальный ремонт	тип/шт.	РВС-5000/1	нет	нет
4	Диагностирование	тип/шт.	РВС-5000/1	РВС-5000/1	нет
5	Количество аварий	шт.	0	0	0
6	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
6.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

6.5.4. ЛПДС “Вторая”.

ЛПДС “Вторая” предназначена для перекачивания автомобильных бензинов и дизельного топлива по магистральным нефтепродуктопроводам “Энск-Юг”, "Энск-Восток", а также для подачи автомобильных бензинов или дизельного топлива в магистральный нефтепродуктопровод "Глазово-Ермишь".

ЛПДС “Вторая” расположена в Лесном районе Республики Эм, на 382 км нефтепродуктопровода “Энск-Юг”и на 386 км нефтепродуктопровода "Энск-Восток".

ЛПДС “Вторая” расположена на расстоянии 22 км от поселка Лесное Республики Эм. Близлежащий населенный пункт - деревня Крутово - расположен на расстоянии 500 м от станции. К юго-востоку от ЛПДС “Вторая” на расстоянии 1,6 км расположено село Вилюй.

Общая площадь территории ЛПДС “Вторая” составляет 26,5 га. Протяженность территории с юга на север составляет 0,59 км, с востока на запад - 0,45 км.

Проектирование ЛПДС “Вторая” выполнено "Гипронефтетранс", г. Волгоград. Строительство нефтепродуктопровода выполнено трестом "Уралнефтегазстрой".

Краткая характеристика ЛПДС “Вторая” приведена в табл. П.3.29.

 

Таблица П.3.29

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию ЛПДС	год	1980
2	Производительность:
2.1	проектная	млн т/год	10
2.2	фактическая	млн т/год	9,2	9,3
3	Количество и тип насосных агрегатов:
3.1	магистральных	тип/шт.	НМ 1250-260/2, НМ 560-330/6
3.2	подпорных	тип/шт.	НДСН 14/5
4	Капитальный ремонт (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
5	Обследование технического состояния (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
6	Количество аварий	шт.	0	0	0
7	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
7.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

На территории ЛПДС “Вторая” расположен резервуарный парк общей емкостью 90 000 м³, предназначенный для приема и хранения автомобильных бензинов и дизельного топлива.

 

Краткая характеристика резервуарного парка на ЛПДС “Вторая” приведена в табл. П.3.30.

 

Таблица П.3.30

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию		1980
2	Резервуарная емкость, всего:	тыс. м3	90
2.1	в том числе для бензинов - емкость РВС	шт./тыс. м3	8/5
2.2	для дизельного топлива - емкость РВС	шт./тыс. м3	10/5
3	Капитальный ремонт	тип/шт.	РВС-5000/1	нет	нет
4	Диагностирование	тип/шт.	РВС-5000/1	РВС-5000/1	нет
5	Количество аварий	шт.	0	0	0
6	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
6.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

6.5.5. ЛПДС “Третья”.

ЛПДС “Третья” предназначена для перекачивания автомобильных бензинов и дизельного топлива по магистральным нефтепродуктопроводам “Энск-Юг”, "Энск-Восток", а также для подачи автомобильных бензинов или дизельного топлива по магистральному нефтепродуктопроводу "Красный Яр-Бугры".

ЛПДС “Третья” расположена в Хохловском районе Канской области, на 527 км нефтепродуктопроводов “Энск-Юг”и "Энск-Восток". ЛПДС “Третья” расположена на расстоянии 25 км от районного центра Хохлово Канской области. Близлежащий населенный пункт - деревня Хромово - расположена на расстоянии 500 м от ЛПДС.

Общая площадь территории ЛПДС “Третья” составляет 17,5 га. Протяженность территории с юга на север составляет 0,38 км, с востока на запад - 0,24 км.

Проектирование ЛПДС выполнено "Гипронефтетранс", г. Волгоград. Строительство нефтепродуктопровода выполнено трестом "Уралнефтегазстрой".

Краткая характеристика ЛПДС “Третья” приведена в табл. П.3.31.

 

Таблица П.3.31

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию ЛПДС	год	1980
2	Производительность:
2.1	проектная	млн т/год	11,6
2.2	фактическая	млн т/год	9,2	9,3
3	Количество и тип насосных агрегатов:
3.1	магистральных	тип/шт.	НМ 1250-260/2, НМ 560-330/6
3.2	подпорных	тип/шт.	НДСН 14/5
4	Капитальный ремонт (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
5	Обследование технического состояния (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
6	Количество аварий	шт.	0	0	0
7	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
7.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

На территории ЛПДС “Третья” расположен резервуарный парк общей емкостью 65 000 м³, предназначенный для приема и хранения автомобильных бензинов и дизельного топлива.

Краткая характеристика резервуарного парка на ЛПДС “Третья” приведена в табл. П.3.32.

 

Таблица П.3.32

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию	год	1980
2	Резервуарная емкость, всего:	тыс. м3	65
2.1	в том числе для бензинов - емкость РВС	шт./тыс. м3	6/5
2.2	для дизельного топлива - емкость РВС	шт./тыс. м3	7/5
3	Капитальный ремонт	тип/шт.	РВС-5000/1	нет	нет
4	Диагностирование	тип/шт.	РВС-5000/1	РВС-5000/1	нет
5	Количество аварий	шт.	0	0	0
6	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
6.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

6.5.6. ЛПДС “Четвертая”.

ЛПДС “Четвертая” предназначена для перекачивания автомобильных бензинов по магистральному нефтепродуктопроводу “Энск-Юг”.

ЛПДС “Четвертая” расположена в Рыбинском районе Канской области на 787 км нефтепродуктопровода “Энск-Юг”. ЛПДС “Четвертая” расположена на расстоянии 18 км от г. Рыбинск Канской области. Близлежащий населенный пункт - деревня Вехи - расположена на расстоянии 600 м от станции. К юго-востоку от ЛПДС “Четвертая”, на расстоянии 2,2 км расположено торфопредприятие "Большое".

Общая площадь территории ЛПДС “Четвертая" составляет 8,5 га. Протяженность территории с юга на север составляет 0,29 км, с востока на запад - 0,15 км.

Проектирование ЛПДС “Четвертая" выполнено "Гипронефтетранс", г. Волгоград. Строительство нефтепродуктопровода выполнено трестом "Уралнефтегазстрой".

Краткая характеристика ЛПДС “Четвертая" приведена в табл. П.3.33.

 

Таблица П.3.33

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию ЛПДС	год	1980
2	Производительность:
2.1	проектная	млн т/год	3,0
2.2	фактическая	млн т/год	2,8	3,0
3	Количество и тип насосных агрегатов:
3.1	магистральных	тип/шт.	НМ 560-330/4
3.2	подпорных	тип/шт.	НДСН 14/2
4	Капитальный ремонт (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
5	Обследование технического состояния (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
6	Количество аварий	шт.	0	0	0
7	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
7.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

На территории ЛПДС “Четвертая” расположен резервуарный парк общей емкостью 4000 м³, предназначенный для приема и хранения автомобильных бензинов.

Краткая характеристика резервуарного парка на ЛПДС “Четвертая” приведена в табл. П.3.34.

 

Таблица П.3.34

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию	год	1980
2	Резервуарная емкость, всего:	тыс. м3	4
2.1	в том числе для бензинов - емкость РВС	шт./тыс. м3	2/2
3	Капитальный ремонт	тип/шт.	РВС-2000/1	нет	нет
4	Диагностирование	тип/шт.		РВС-2000/1	нет
5	Количество аварий	шт.	0	0	0
6	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
6.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

6.5.7. ЛПДС “Пятая”.

ЛПДС “Пятая” предназначена для перекачивания автомобильных бензинов по магистральному нефтепродуктопроводу “Энск-Юг” и по отводу на нефтебазу "Петропавловская", а также для приема дизельного топлива из магистрального нефтепродуктопровода "Энск-Восток" с последующей перекачкой его по отводу на нефтебазу "Петропавловская".

ЛПДС “Пятая” расположена в Лисовском районе Васильевской области, на 914 км нефтепродуктопровода “Энск-Юг” и на 918 км нефтепродуктопровода "Энск-Восток". ЛПДС “Пятая” расположена на расстоянии 14 км от г. Быково Васильевской области. Близлежащий населенный пункт - деревня Трушино - расположена на расстоянии 800 м от станции. К юго-западу от ЛПДС “Пятая” на расстоянии 1,8 км расположено село Ленинское.

Общая площадь территории ЛПДС “Пятая” составляет 22,0 га. Протяженность территории с юга на север составляет 0,53 км, с востока на запад - 0,44 км.

Проектирование ЛПДС “Пятая” выполнено "Гипронефтетранс", г. Волгоград. Строительство нефтепродуктопровода выполнено трестом "Уралнефтегазстрой".

Краткая характеристика ЛПДС “Пятая” приведена в табл. П.3.35.

 

Таблица П.3.35

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию ЛПДС	год	1980
2	Производительность:
2.1	проектная	млн т/год	3,0
2.2	фактическая	млн т/год	2,2	2,3
3	Количество и тип насосных агрегатов:
3.1	магистральных	тип/шт.	НМ 560-330/4
3.2	подпорных	тип/шт.	НДСН 14/4
4	Капитальный ремонт (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
5	Обследование технического состояния (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
6	Количество аварий	шт.	0	0	0
7	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
7.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

На территории ЛПДС “Пятая” расположен резервуарный парк общей емкостью 100 000 м³, предназначенный для приема и хранения автомобильных бензинов и дизельного топлива.

 

Краткая характеристика резервуарного парка на ЛПДС “Пятая” приведена в табл. П.3.36.

 

Таблица П.3.36

 

№ п/п	Наименование	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию	год	1980
2	Резервуарная емкость, всего:	тыс. м3	100
2.1	в том числе для бензинов - емкость РВСП	шт./тыс. м3	6/10
2.2	для дизельного топлива - емкость РВС	шт./тыс. м3	4/10
3	Капитальный ремонт	тип/шт.	РВС-10000/1	нет	нет
4	Диагностирование	тип/шт.	РВС-10000/1	РВС-10000/1	нет
5	Количество аварий	шт.	0	0	0
6	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
6.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

6.5.8. ЛПДС “Шестая”.

ЛПДС “Шестая” предназначена для перекачивания автомобильных бензинов по магистральному нефтепродуктопроводу “Энск-Юг”.

ЛПДС “Шестая” расположена в Медведевском районе Николаевской области, на 1046 км нефтепродуктопровода “Энск-Юг”. ЛПДС “Шестая” расположена на расстоянии 8 км от г. Медведевск Николаевской области. Близлежащий населенный пункт - деревня Ялма - расположена на расстоянии 1500 м от ЛПДС. К северо-востоку от ЛПДС “Шестая” на расстоянии 3,1 км расположено ОАО "Азот".

Общая площадь территории ЛПДС “Шестая” составляет 16,5 га. Протяженность территории с юга на север составляет 0,64 км, с востока на запад - 0,26 км.

Проектирование ЛПДС “Шестая” выполнено "Гипронефтетранс", г. Волгоград. Строительство нефтепродуктопровода выполнено трестом "Уралнефтегазстрой".

Краткая характеристика ЛПДС “Шестая” приведена в табл. П.3.37.

 

Таблица П.3.37

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию ЛПДС	год	1980
2	Производительность:
2.1	проектная	млн т/год	3,0
2.2	фактическая	млн т/год	2,2	3,3
3	Количество и тип насосных агрегатов:
3.1	магистральных	тип/шт.	НМ 560-330/2
3.2	подпорных	тип/шт.	НДСН 14/2
4	Капитальный ремонт (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
5	Обследование технического состояния (объекта, оборудования)	тип/шт.	нет	нет	нет
6	Количество аварий	шт.	0	0	0
7	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
7.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

На территории ЛПДС “Шестая” расположен резервуарный парк общей емкостью 80 000 м³, предназначенный для приема и хранения автомобильных бензинов.

Краткая характеристика резервуарного парка на ЛПДС “Шестая” приведена в табл. П.3.38.

 

Таблица П.3.38

 

№ п/п	Наименование	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Год ввода в эксплуатацию	год	1980
2	Резервуарная емкость, всего:	тыс. м3	80
2.1	в том числе для бензинов - емкость РВС	шт./тыс. м3	16/5
3	Капитальный ремонт	тип/шт.	РВС-5000/1	нет	нет
4	Диагностирование	тип/шт.	РВС-5000/1	РВС-5000/1	нет
5	Количество аварий	шт.	0	0	0
6	Количество несчастных случаев	шт.	0	0	0
6.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

6.6. Магистральный нефтепродуктопровод “Энск-Восток” (с 0 по 918 км).

Магистральный нефтепродуктопровод “Энск-Восток” предназначен для транспортирования дизельного топлива с ЛПДС "Энск" на ЛПДС "Пятая" и включает в себя: линейную часть с десятью отводами на нефтебазы, ЛПДС "Первая", ПС "Север", ЛПДС "Вторая", ЛПДС "Третья" и ЛПДС "Пятая".

6.6.1. Линейная часть.

Начало обслуживаемого ОАО “Энсктранснефтепродукт” магистрального нефтепродуктопровода “Энск-Восток”  0 км (ПК 0+00), камера пуска шарового разделителя на ЛПДС "Энск". Конец - 918 км (ПК 642+90), камера приема шаровых разделителей на ЛПДС "Пятая".

Проектирование нефтепродуктопровода “Энск-Восток” (III класс по СНиП 2.05.06-85) выполнено "Гипронефтетранс", г. Волгоград. Строительство нефтепродуктопровода выполнено трестом "Уралнефтегазстрой".

Нефтепродуктопровод “Энск-Восток” имеет:

12 переходов через реки и озера;

43 перехода через железные и автомобильные дороги;

6 резервных ниток.

Обслуживаемый ОАО “Энсктранснефтепродукт” магистральный нефтепродуктопровод “Энск-Восток” проходит по территории Республики Эм, Канской и Васильевской областей. Границы территориального деления участков нефтепродуктопровода и расположение ЛПДС и ПС приведены в табл. П.3.39.

 

Таблица П.3.39

 

№ п/п	Наименование республики, области	Длина участков магистрального нефтепродуктопровода	Расположение нефтеперекачивающих станций
1	Республика Эм	с 0 по 419 км (419 км)	ЛПДС “Энск” на 0 км трассы, ЛПДС “Первая” на 128 км трассы, ПС "Север" на 217 км трассы, ЛПДС "Вторая" на 386 км трассы
2	Канская область	с 419 по 860 км (441 км)	ЛПДС "Третья" на 527 км трассы
3	Васильевская область	с 860 по 918 км (58 км)	ЛПДС "Пятая" на 918 км трассы

 

От нефтепродуктопровода “Энск-Восток” берут начало десять отводов на нефтебазы, перечень которых представлен в табл. П.3.40.

 

Таблица П.3.40

 

№ п/п	Наименование отвода	Начало отвода на трассе нефтепродуктопровода	Наименование  республики (области)
1	Отвод на Иглино	15 км	Республика Эм
2	Отвод на Кропачево	135 км	Республика Эм
3	Отвод на Сулею	184 км	Республика Эм
4	Отвод на Травники	216 км	Республика Эм
5	Отвод на Щучанск	481 км	Канская обл.
6	Отвод на Шумиху	513 км	Канская обл.
7	Отвод на Юргомыш	594 км	Канская обл.
8	Отвод на Макушино	778 км	Канская обл.
9	Отвод на Петухово	824 км	Канская обл.
10	Отвод на Петропавловск	914 км	Васильевская обл.

 

Краткая характеристика линейной части магистрального нефтепродуктопровода “Энск-Восток” с резервными нитками и отводами приведена в табл. П.3.41.

 

Таблица П.3.41

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.		1999 г.
1	Пропускная способность нефтепродуктопровода:
1.1	проектная	млн т/год	до ЛПДС "Вторая" - 6,7 до ЛПДС "Пятая" - 4,5
1.2	фактическая	млн т/год	до ЛПДС "Вторая" - 6,2 до ЛПДС "Пятая" - 3,8
2	Год ввода в эксплуатацию:
2.1	магистрального нефтепродуктопровода	год	1980
2.2	отводов на нефтебазы: на Иглино на Кропачево на Сулею на Травники на Щучанск на Шумиху на Юргомыш на Макушино на Петухово на Петропавловск	год год год год год год год год год год	1980 1980 1983 1984 1980 1981 1980 1986 1980 1980
3	Диаметр, толщина стенки:
3.1	магистрального нефтепродуктопровода	мм х мм	508-530x8; 9,5
3.2	резервных ниток	мм х мм	508-530x8; 9; 9,5; 377x9
3.3	отводов на нефтебазы:
	на Иглино	мм х мм	114-159x5
	на Кропачево	мм х мм	159x9
	на Сулею	мм х мм	108x4
	на Травники	мм х мм	377x9
	на Щучанск	мм х мм	108x4
	на Шумиху	мм х мм	108x4
	на Юргомыш	мм х мм	159x5
	на Макушино	мм х мм	108x4
	на Петухово	мм х мм	159x8
	на Петропавловск	мм х мм	219x9
4	Протяженность:
4.1	магистрального нефтепродуктопровода	км	1175,948
4.2	резервных ниток	км	21,211
4.3	отводов на нефтебазы: на Иглино на Кропачево на Сулею на Травники на Щучанск на Шумиху на Юргомыш на Макушино на Петухово на Петропавловск	км км км км км км км км км км	7,700 0,166 1,895 0,650 0,300 5,300 5,050 1,300 1,200 1,400
5	Капитальный ремонт (замена):
5.1	магистрального нефтепродуктопровода:
5.1.1	участок	км	90-112 (труба)		590-620 (труба)		343-382 (труба)
5.1.2	давление испытания	МПа	5,0		5,0		5,0
5.2	резервных ниток:				нет
5.2.1	участок	км	96-98,5 (труба)				14,2-19 (труба)
5.2.2	давление испытания	МПа	5,0				5,0
5.3	отводов на нефтебазы:
5.3.1	участки: на Кропачево на Шумиху на Щучанск		0-0,166		0-0,300		1,3-3,8
5.3.2.	давление испытания: на Кропачево на Шумиху на Щучанск	МПа	5,0		5,0		5,0
6	Диагностирование:
6.1	участок магистрального нефтепродуктопровода	км	129-787		нет		787-1176
6.2	участок резервных ниток	км	нет		нет		нет
6.3	участки отводов на нефтебазы: на Макушино на Петухово	км	1,300		1,200		нет
7	Максимально разрешенное рабочее давление после обследования (при сдаче в эксплуатацию):
7.1	участок магистрального нефтепродуктопровода	МПа	4,0				4,0
7.2	участок резервных ниток	МПа
7.3	участки отводов на нефтебазы: на Макушино на Петухово	МПа	4,0		4,0
8	Количество аварий	аварий	0		1		0
9	Количество несчастных случаев	случаев	1		0		0
9.1.	в том числе со смертельным исходом	случаев	0		0		0

 

Глубина залегания трубопровода “Энск-Восток” (от верха образующей трубы) от 1,0 до 1,7 м.

В одном техническом коридоре с нефтепродуктопроводом “Энск-Восток” проходят:

нефтепродуктопровод “Энск-Юг” 350 мм и кабель связи данного нефтепродуктопровода;

газопровод “Саратов-Череповец” 800 на участках 126-133 км;

газопровод “Починки-Грязовец” 1420 мм на участке 196-320 км нефтепровода “Энск-Восток”;

кабель связи газопроводов “Саратов-Череповец” и “Починки-Грязовец” параллельно газопроводам.

6.7. Магистральный нефтепродуктопровод “Глазово-Ермишь” (с 0 по 278 км)

Магистральный нефтепродуктопровод “Глазово-Ермишь” предназначен для транспортирования автомобильных бензинов и дизельного топлива с ЛПДС "Вторая" и из нефтепродуктопроводов "Энск-Юг" и "Энск-Восток" на нефтебазу "Ермишь".

6.7.1. Линейная часть.

Начало обслуживаемого ОАО “Энсктранснефтепродукт” магистрального нефтепродуктопровода “Глазово-Ермишь”  0 км (ПК 0+00), камера пуска шарового разделителя на ЛПДС "Вторая"; конец - 180 км (ПК 169+20), нефтебаза "Ермишь".

Проектирование нефтепродуктопровода “Глазово-Ермишь” (III класс по СНиП 2.05.06-85) выполнено "Гипронефтетранс", г. Волгоград. Строительство нефтепродуктопровода выполнено трестом "Уралнефтегазстрой".

Нефтепродуктопровод “Глазово-Ермишь” имеет:

5 переходов через реки и озера;

44 перехода через железные и автомобильные дороги;

2 резервные нитки.

Обслуживаемый ОАО “Энсктранснефтепродукт” магистральный нефтепродуктопровод “Глазово-Ермишь” проходит по территории Республики Эм и Свердловской области. Границы территориального деления участков нефтепродуктопровода приведены в табл. П.3.42.

 

Таблица П.3.42

 

№ п/п	Наименование республики, области	Длина участков магистрального нефтепродуктопровода
1.	Республика Эм	с 0 по 203 км (203 км)
2.	Свердловская область	с 203 по 278 км (75 км)

 

Нефтепродуктопровод “Глазово-Ермишь” отводов не имеет.

Краткая характеристика линейной части магистрального нефтепродуктопровода “Глазово-Ермишь” с резервными нитками приведена в табл. П.3.43.

 

Таблица П.3.43

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.	1999 г.
1	Пропускная способность нефтепродуктопровода:
1.1	проектная	млн т/год	0,92
1.2	фактическая	млн т/год	0,8
2	Год ввода в эксплуатацию:
2.1	магистрального нефтепродуктопровода	год	1988
3	Диаметр, толщина стенки:
3.1	магистрального нефтепродуктопровода	мм x мм	325-377x8-10
3.2	резервных ниток	мм x мм	325x8, 325x10
4	Протяженность:
4.1	магистрального нефтепродуктопровода	км	278,5
4.2	резервных ниток	км	2,385
5	Капитальный ремонт (замена):
5.1	магистрального нефтепродуктопровода:		нет	нет	нет
5.1.1	участок	км
5.1.2	давление испытания	МПа
5.2	резервных ниток:		нет	нет	нет
5.2.1	участок	км
5.2.2	давление испытания	МПа
6	Диагностирование:
6.1	участок магистрального нефтепродуктопровода	км	29-78 (труба)	нет	78-117 (изоляц.)
6.2	участок резервных ниток	км	нет	0,647	нет
7	Максимально разрешенное рабочее давление после обследования (при сдаче в эксплуатацию):
7.1	участок магистрального нефтепродуктопровода	МПа	4,0		4,0
7.2	участок резервных ниток	МПа		4,0
8	Количество аварий	шт.	0	1	0
9	Количество несчастных случаев	шт.	1	0	0
9.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

Глубина залегания трубопровода “Глазово-Ермишь” (от верха образующей трубы) от 0,8 до 1,5 м.

В одном техническом коридоре с нефтепродуктопроводом “Глазово-Ермишь” проходит нефтепровод "Энск-Северный" 700 мм.

6.8. Магистральный нефтепродуктопровод “Красный Яр-Бугры” (с 0 по 272 км).

Магистральный нефтепродуктопровод “Красный Яр-Бугры” предназначен для транспортирования автомобильных бензинов или дизельного топлива с ЛПДС "Третья" на нефтебазу "Бугры", а также по двум отводам на нефтебазы "Шадрино" и "Рощино".

6.8.1. Линейная часть.

Начало обслуживаемого ОАО “Энсктранснефтепродукт” магистрального нефтепродуктопровода “Красный Яр-Бугры” - 0 км (ПК 0+00), камера пуска шарового разделителя на ЛПДС "Третья" конец - 272 км (ПК 2719+20), нефтебаза "Бугры".

Проектирование нефтепродуктопровода “Красный Яр-Бугры” (IV класс по СНиП 2.05.06-85) выполнено "Гипронефтетранс", г. Волгоград. Строительство нефтепродуктопровода выполнено трестом "Уралнефтегазстрой".

Нефтепродуктопровод “Красный Яр-Бугры” имеет:

8 переходов через реки и озера;

36 перехода через железные и автомобильные дороги;

4 резервные нитки.

Обслуживаемый ОАО “Энсктранснефтепродукт” магистральный нефтепродуктопровод “Красный Яр-Бугры” проходит по территории Республики Эм и Канской и Венской областей. Границы территориального деления участков нефтепродуктопровода приведены в табл. П.3.44.

 

Таблица П.3.44

 

№ п/п	Наименование республики, области	Длина участков магистрального нефтепродуктопровода	Расположение нефтеперекачивающих станций
1	Республика Эм	с 0 по 105 км (105 км)
2	Канская область	с 105 по 220 км (115 км)
3	Венская область	с 220 по 272 км (52 км)

 

От нефтепродуктопровода “Красный Яр-Бугры” берут начало два отвода на нефтебазы, перечень которых представлен в табл. П.3.45.

Таблица П.3.45

 

№ п/п	Наименование отвода	Начало отвода на трассе нефтепродуктопровода	Наименование  республики (области)
1.	Отвод на Шадрино	103 км	Республика Эм
2.	Отвод на Рощино	250 км	Венская обл.

 

Краткая характеристика линейной части магистрального нефтепродуктопровода “Красный Яр-Бугры” с резервными нитками и отводами приведена в табл. П.3.46.

 

Таблица П.3.46

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.		1999 г.
1	Пропускная способность нефтепродуктопровода:
1.1	проектная	млн т/год	1,1
1.2	фактическая	млн т/год	0,9
2	Год ввода в эксплуатацию:
2.1	магистрального нефтепродуктопровода	год	1986
2.2	отводов на нефтебазы: на Шадрино на Рощино	год год	1987 1986
3	Диаметр, толщина стенки:
3.1	магистрального нефтепродуктопровода	мм x мм	325x7-8
3.2	резервных ниток	мм x мм	325x7-8
3.3	отводов на нефтебазы: на Шадрино на Рощино	мм x мм мм x мм	159x5 219x6
4	Протяженность:
4.1	магистрального нефтепродуктопровода	км	272,4
4.2	резервных ниток	км	14,628
4.3	отводов на нефтебазы: на Шадрино на Рощино	шт. x км км	2x10,500 13,800
5	Капитальный ремонт (замена):
5.1	магистрального нефтепродуктопровода:
5.1.1	участок	км	36-71 (труба)	128-156 (труба)	186-203 (изоляц.)
5.1.2	давление испытания	МПа	5,0	5,0	5,0
5.2	резервных ниток:
5.2.1	участок	км	нет	нет	нет
5.2.2	давление испытания	МПа
5.3	отводов на нефтебазы:
5.3.1	участки: на Шадрино на Рощино	км км	0-2,250	нет	0-0,650
5.3.2.	давление испытания: на Шадрино на Рощино	МПа МПа	5,0		5,0
6	Диагностирование:
6.1	участок магистрального нефтепродуктопровода	км	129-787	нет	787-1176
6.2	участок резервных ниток	км	нет	0-0,647	нет
6.3	участки отводов на нефтебазы: на Шадрино на Рощино	шт. х км км	2х10,500	0-13,800
7	Максимально разрешенное рабочее давление после обследования  (при сдаче в эксплуатацию):
7.1	участок магистрального нефтепродуктопровода	МПа	4,0		4,0
7.2	участок резервных ниток	МПа		4,0
7.3	участки отводов на нефтебазы: на Шадрино на Рощино	МПа МПа	4,0	4,0
8	Количество аварий	шт.	0	1	0
9	Количество несчастных случаев	шт.	1	0	0
9.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0	0	0

 

Глубина залегания трубопровода “Энск-Восток” (от верха образующей трубы) от 0,8 до 1,7 м.

В одном техническом коридоре с нефтепродуктопроводом “Энск-Борисово” проходит нефтепровод "Энск-Северный" 700 мм.

6.9. Магистральный нефтепродуктопровод “Энский НПЗ-Аэропорт” (с 0 по 61 км).

Магистральный нефтепродуктопровод “Энский НПЗ-Аэропорт” предназначен для транспортирования авиационного керосина с Энского НПЗ на базу аэропорта.

6.9.1. Линейная часть.

Начало обслуживаемого ОАО “Энсктранснефтепродукт” магистрального нефтепродуктопровода “Энский НПЗ-Аэропорт” - 0 км (ПК 0+00), склад ГСМ на Энском НПЗ. Конец нефтепродуктопровода - 61,5 км (ПК 614+57), Энский аэропорт.

Проектирование нефтепродуктопровода “Энский НПЗ-Аэропорт” (IV класс по СНиП 2.05.06-85) выполнено "Гипронефтетранс", г. Волгоград. Строительство нефтепродуктопровода выполнено трестом "Уралнефтегазстрой".

Нефтепродуктопровод ОАО "Горкинефтеоргсинтез-Аэропорт” имеет:

5 переходов через реки и озера;

24 перехода через железные и автомобильные дороги;

3 резервные нитки.

Обслуживаемый ОАО “Энсктранснефтепродукт” магистральный нефтепродуктопровод “Энский НПЗ-Аэропорт” проходит по территории Николаевской области.

Краткая характеристика линейной части магистрального нефтепродуктопровода “Энский НПЗ-Аэропорт” с резервными нитками приведена в табл. П.3.47.

 

Таблица П.3.47

 

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	1997 г.	1998 г.		1999 г.
1	Пропускная способность нефтепродуктопровода:
1.1	проектная	млн т/год	0,35
1.2	фактическая	млн т/год	0,3
2	Год ввода в эксплуатацию магистрального нефтепродуктопровода	год	1978
3	Диаметр, толщина стенки:
3.1	магистрального нефтепродуктопровода	мм х мм	219x7-8
3.2	резервных ниток	мм х мм	219x7-8
4	Протяженность:
4.1	магистрального нефтепродуктопровода	км	61,5
4.2	резервных ниток	км	2,005
5	Капитальный ремонт (замена):
5.1	магистрального нефтепродуктопровода:		нет		нет		нет
5.1.1	участок	км
5.1.2	давление испытания	МПа
5.2	резервных ниток		нет		нет		нет
5.2.1	участок	км
5.2.2	давление испытания	МПа
6	Диагностирование:
6.1	участок магистрального нефтепродуктопровода	км	0-61,5		нет		нет
6.2	участок резервных ниток	км	нет		нет		нет
7	Максимально разрешенное рабочее давление после обследования (при сдаче в эксплуатацию):
7.1	участок магистрального нефтепродуктопровода	МПа	6,4
7.2	участок резервных ниток	МПа
8	Количество аварий	шт.	0		1		0
9	Количество несчастных случаев	шт.	1		0		0
9.1	в том числе со смертельным исходом	шт.	0		0		0

 

Глубина залегания трубопровода “Энский НПЗ-Аэропорт"” (от верха образующей трубы) от 1,1 до 1,7 м.

6.10. Промышленная площадка Центральной базы производственного обслуживания (ЦБПО).

Промышленная площадка Центральной базы производственного обслуживания расположена в западной промзоне г. Энск. С северной стороны от промплощадки, на расстоянии 300 м, проходит железнодорожная ветка Северск-Энск. В 2,5 км восточнее промплощадки расположен поселок РУЭМ, в 3 км западнее - животноводческий комплекс.

Территория промплощадки имеет форму неправильного многоугольника площадью 10 га. Протяженность территории с юга на север 0,4 км, с востока на запад 0,65 км.

В состав ЦБПО входят следующие производственные участки и подразделения:

диагностический центр, включающий лаборатории рентгенографии, УЗК, дефектоскопии и акустического контроля;

производственная электротехническая лаборатория;

служба автоматики и наладки узлов учета нефтепродуктов;

специализированный участок подводно-технических работ;

группа по обслуживанию электрохимзащиты;

специализированный участок предупреждения и ликвидации аварий;

топографическая группа;

отделы и службы управления, автотранспорта, социального развития и тепловодоснабжения.

ЦБПО предназначена для обслуживания объектов Северного и Восточного ПО ОАО “Энсктранснефтепродукт”.

6.11. Промышленная площадка Базы производственного обслуживания (БПО) Восточного ПО.

Промышленная площадка Базы производственного обслуживания Восточного производственного отделения расположена в Петуховском районе Республики Эм, на расстоянии ~2 км от г. Васильевск. Ближайшим населенным пунктом является деревня Татарово (на расстоянии ~1,3 км в северном направлении). С западной стороны от промплощадки, на расстоянии ~600 м, расположен промышленный объект ОАО "Бетон". Общая площадь территории промплощадки БПО составляет 9,8 га. Протяженность территории с юга на север составляет 0,54 км, с востока на запад - 0,26 км.

В состав БПО входят следующие производственные цехи, участки и подразделения:

ремонтное производство, включающее ремонтно-механический цех и электроцех;

ремонтно-строительный комплекс, включающий два линейных ремонтно-монтажных участка и один ремонтно-строительный участок;

отделы и службы управления, автотранспорта, социального развития и тепловодоснабжения.

 

7. Результаты проведенной экспертизы

 

В результате проведенной экспертизы, учитывая принцип зонирования опасных производственных объектов, в соответствии с “Методическими рекомендациями по идентификации опасных производственных объектов трубопроводного транспорта нефтепродуктов” идентифицированы следующие опасные производственные объекты, подлежащие обязательному страхованию в соответствии с требованиями Федерального Закона “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” в организации ОАО “Энсктранснефтепродукт”:

1) Административное здание управления ОАО “Энсктранснефтепродукт”.

2) Промышленная площадка Центральной базы производственного обслуживания (ЦБПО) ОАО “Энсктранснефтепродукт”.

3) Система магистральных нефтепродуктопроводов "Горки-Энск" (с 0 по 180 км), "Валки-Энск" (с 0 по 173 км), "Энск-Борисово"(с 0 по 256 км), "Энск-Запад" (с 0 по 580 км), "Энск-Юг" (с 0 по 382 км), "Энск-Восток" (с 0 по 386 км) с резервными нитками и отводами, включая производственные площадки ЛПДС и ПС, обслуживаемая (эксплуатируемая) Северным производственным отделением ОАО “Энсктранснефтепродукт”.

4) Магистральный нефтепродуктопровод "Энский НПЗ-Аэропорт" (с 0 по 61,5 км), обслуживаемый (эксплуатируемый) Северным производственным отделением ОАО “Энсктранснефтепродукт”.

5) Система магистральных нефтепродуктопроводов "Глазово-Ермишь"(с 0 по 278 км), "Красный Яр-Бугры" (с 0 по 272 км), "Энск-Юг" (с 382 по 1176 км), "Энск-Восток" (с 386 по 918 км) с резервными нитками и отводами, включая производственные площадки ЛПДС и ПС, обслуживаемая (эксплуатируемая) Восточным производственным отделением ОАО “Энсктранснефтепродукт”.

6) Промышленная площадка Базы производственного обслуживания (БПО) Восточного производственного отделения.

7.1. Административное здание управления ОАО “Энсктранснефтепродукт”.

Административное здание управления ОАО “Энсктранснефтепродукт” включает основные составляющие, краткие характеристики которых приведены в табл. П.3.48.

 

Таблица П.3.48

Основные составляющие

 

Административное здание управления			ОАО “Энсктранснефтепродукт”
(наименование опасного производственного объекта)			(наименование организации)
Составляющие опасного производственного объекта	Краткая характеристика составляющих опасного производственного объекта
Блок лифтов	Лифт пассажирский (2 шт.)

 

7.1.1. Оборудование, работающее под давлением более 0,07 МПа или при температуре нагрева воды более 115 градусов Цельсия, в Административном здании управления ОАО “Энсктранснефтепродукт”  отсутствует.

7.1.2. Сведения об использовании стационарно установленных грузоподъемных механизмов, эскалаторов, канатных дорог, фуникулеров в Административном здании управления ОАО “Энсктранснефтепродукт” приведены в табл. П.3.49.

 

Таблица П.3.49

 

Сводные сведения об использовании стационарно установленных грузоподъемных механизмов, эскалаторов, канатных дорог, фуникулеров

 

Административное здание управления						ОАО “Энсктранснефтепродукт”
(наименование опасного производственного объекта)						(наименование организации)
№ п/п	Наименование	Грузоподъемность, т	Рег. номер	Место расположения			Год изготовления	Год ввода в эксплуатацию
1	Лифт пассажирский ПП-404А	0,5	015165*	Шахта лифта			1982	1983
2	Лифт пассажирский ПП-404А	0,5	015166*	Шахта лифта			1982	1983

_____

*Зарегистрирован в органах Госгортехнадзора.

 

7.1.3. Опасные вещества в Административном здании управления ОАО “Энсктранснефтепродукт” отсутствуют.

7.1.4. Совокупность всех признаков принадлежности в Административном здании управления ОАО “Энсктранснефтепродукт” к категории опасных производственных объектов, учитывающих все требования Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", приведена в табл. П.3.50.