Добрый день Алина!

Для выполнения требований по пожарной безопасности для АГНКС рекомендую использовать специализированный документ СП 156.13130.2014 "Станции автомобильные заправочные. Требования пожарной безопасности".

Для отнесение АГНКС к опасному производственному объекту есть письмо Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 30 октября 2019 г. № 00-07-06/1854 "О направлении разъяснений", ну и естественно Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности автогазозаправочных станций газомоторного топлива".

Поиск по тексту "АГНКС" в системе NormaCS также даст Вам массу полезной информации.

В ответе Эксперта (см. письмо Ростехнадзора,посл.абз.) дана ссылка на п.23 приложения 6 ФНиП,где оговорено,в том числе, расстояние между емкостями ЛВЖ и КТПН.РУ как : +++ расстояния определяются проектной документацией. Термин весьма размытый. Прошу дать разъяснение,что понимается под термином "определяются проектной документацией"? Следует ли искать и использовать дополнительные нормы,например,ПУЭ; пользоваться ли опытом эксплуатации оборудования?Чем руководствоваться при выборе расстояний?

1 Прошу разъяснить каким образом назначается уровень ответственности зданий и сооружений по 384-ФЗ для зданий и сооружений, расположенных на ОПО I и II классов опасности, на которых получаются, используются, перерабатываются, образуются, хранятся, транспортируются, уничтожаются опасные вещества?

2 Т.е. имеют ли все здания и сооружения, расположенные на ОПО I и II классов опасности повышенный уровень ответственности или каждое из зданий и сооружений необходимо рассматривать индивидуально?

3 Здания и сооружения, которые расположенные на ОПО, в которых не получаются, не используются, не перерабатываются, не образуются, не хранятся, не транспортируются опасные вещества, но которые связанны с функционированием зданий и сооружений в которых такие вещества присутствуют, например:

а) РВС-50000 – сооружение повышенного уровня ответственности; б) молниеприемник внутри обвалования РВС; в) молниеприемник вне обвалования РВС; г) операторная в которой располагается

День добрый.

Прошу пояснить требования п. 10 ФНиП.

Согласно этого пункта безопасные расстояния должны соответствовать минимальным, установленным техническими регламентами. Можно ли считать таким документом СП 284, который входит в перечень документов, в результате применения которых на добровольной основе обеспечивается выполнение требований ФЗ-384? Верно ли в этом случае утверждение, что нарушение норм, установленных в СП 284, влечет за собой разработку ОБ ОПО?

Либо к таковым относятся только документы, входящие в обязательный перечень к ФЗ-384?

Относится ли требование п. 2.7.20 к коренной арматуре диаметром более 400 мм резервуара, когда в соответствии с п. 6.10.3.10 СП 4.13130.2013 коренная арматура у резервуаров должна быть с ручным приводом.

В пунктах 1045 и 1048 документа указано применение для переносных электроприёмников в помещениях с повышенной опасностью напряжений не выше 50В. В ПУЭ при применении сверхнизких напряжений в целях защиты от прямых и косвенных прикосновений требовалось применять источники питания в виде разделительных трансформаторов. Но ПУЭ устарело вроде как.

Как быть в случае с областью применения этого стандарта - нужен для розетки собственных нужд, к которой будут подключаться переносные электроприёмники, источник в виде безопасного разделительного трансформатора, или достаточно обычного 220/36 AC/AC (например, модульного, производства ABB)?

Как организовать выход этого трансформатора: выводы изолировать от земли, поставить двухполюсный автомат?

Помещение - выработка, особо сырое, полы проводящие.

По сообщению от разработчиков в п. 6.5.12.3 ГОСТ 31385-2016 допущена опечатка.

В тексте п. 6.5.12.3 ГОСТ 31385-2016 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия» допущена опечатка.

Третье предложение п. 6.5.12.3 должно быть изложено в следующей редакции:

«В резервуарах РВСП и РВСПК следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно».

Соответствующее изменение будет внесено в ГОСТ 31385-2016 в установленном порядке.

NormaCS, спасибо, я Вам благодарен!

Доброго дня, уважаемые коллеги.

Прошу уточнить по необходимости применения избыточных требований ФНИП в ПБ Приказ №520 в части обеспечения всех узлов запорой арматуры магистральных газопроводов дистанционным управлением.

Согласно СП 36.13330.2012 п 8.2.10 и 8.2.11 (пункт включен в перечень национальных стандартов, применение которых на обязательной основе обеспечивает соблюдение требований Федерального закона "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений") отсутствуют требования по дистанционному управлению узлов запорной арматуры на газопроводах.

Возможно, была допущена опечатка и пункт 24 ФНИП в ПБ Приказ №520 необходимо было изложить в следующей редакции согласно СП 36.13330.2012, п.8.2.10 и п.8.2.11:

24. Запорная арматура, устанавливаемая на нефтепроводах, нефтепродуктопроводах, трубопроводах сжиженного газа и на переходах через водные преграды газопроводов класса I номинальным диаметром DN1000 и более , должна

kgv, добрый день!

Ответ специалистов из "Росэлектромонтаж" (.pdf) и текстом ниже.

В соответствии с требованиями п. 1.3.18 ПУЭ (7-го издания): «При прокладке нескольких кабелей в земле (включая прокладку в трубах) допустимые длительные токи должны быть уменьшены путем введения коэффициентов, приведенных в табл. 1.3.26. При этом не должны учитываться резервные кабели».

Введение понижающих коэффициентов для длительно допустимых токов при совместной прокладке кабелей необходимо для учета взаимного (дополнительного) нагрева от близлежащих кабелей.

Под «резервными кабелями» в п. 1.3.18 ПУЭ (7-го издания) следует понимать те кабели, по которым не течет ток в рассматриваемом при расчете случае (запасные кабели, кабели, отключенные при обслуживании или аварии, прочих случаях, когда по какой-либо причине кабель