МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ
ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ
(ФГУП ВНИИР)

Государственный научный метрологический центр

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

МАГИСТРАЛЬНЫЙ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОД.
ПРИЕМО-СДАТОЧНЫЕ ПУНКТЫ НЕФТЕПРОДУКТОВ.
МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

МИ 3301-2010

Предисловие

РАЗРАБОТАНА обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов» (ООО «НИИ ТНН»)

УТВЕРЖДЕНА ФГУП «ВНИИР» 13.12.2010 г.

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА ФГУП «ВНИИМС» 17.12.2010

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

Содержание

Введение

Настоящая рекомендация разработана в целях установления единых требований к метрологическому и техническому обеспечению приемо-сдаточных пунктов нефтепродуктов, принадлежащих ОАО «АК «Транснефтепродукт» или организациям, осуществляющими прием, сдачу нефтепродукта ОАО «АК «Транснефтепродукт».

При разработке рекомендации учтены положения нормативных правовых актов, действующих стандартов и технических регламентов Российской Федерации, нормативных документов ОАО «АК «Транснефть».

1 Область применения

1.1 Настоящая рекомендация устанавливает единые требования к метрологическому и техническому обеспечению приемо-сдаточных пунктов нефтепродуктов, принадлежащих ОАО «АК «Транснефтепродукт» или организациям, осуществляющим сдачу нефтепродукта в систему ОАО «АК «Транснефтепродукт» или прием нефтепродукта из системы ОАО «АК «Транснефтепродукт».

1.2 Настоящая рекомендация распространяется на приемо-сдаточные пункты нефтепродуктов, входящие в состав магистральных нефтепродуктопроводов, на которых осуществляют прием от поставщиков и сдачу потребителям нефтепродукта, передачу нефтепродукта между дочерними и зависимыми обществами ОАО «АК «Транснефтепродукт».

1.3 Отпуск нефтепродуктов на нефтебазы осуществляется в соответствии с правилами [1].

1.4 Рекомендация обязательна для исполнения организациями, осуществляющими приемосдаточные операции с нефтепродуктами, независимо от форм собственности.

Примечание - Документ может быть взят за основу при организации эксплуатации приемосдаточных пунктов со схемой учета нефтепродуктов на основе косвенного метода статических измерений. На нефтебазах, на которые отпуск нефтепродуктов осуществляется неритмично и в малых объемах, отсутствует необходимость в организации постоянно действующих ПСП.

2 Нормативные ссылки

В настоящей рекомендации использованы нормативные ссылки на следующие документы: ГОСТ Р 8.563-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений

ГОСТ Р 8.568-97 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация испытательного оборудования. Основные положения

ГОСТ Р 8.569-98 Государственная система обеспечения единства измерений. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов. Методика поверки

ГОСТ Р 8.595-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром

ГОСТ Р ИСО 5725-1-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 1. Основные положения и определения

ГОСТ Р ИСО 5725-6-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 6. Использование значений точности на практике

ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2006 Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий

ГОСТ 8.346-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки

ГОСТ 8.510-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерения объема и массы жидкости

ГОСТ 8.570-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки

ГОСТ 20.39.108-85 Комплексная система общих технических требований. Требования по эргономике, обитаемости и технической эстетике. Номенклатура и порядок выбора

ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

ГОСТ 26098-84 Нефтепродукты. Термины и определения

ПР 50.2.104-09 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения испытаний стандартных образцов или средств измерений в целях утверждения типа

ПР 50.2.105-09 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок утверждения типа стандартных образцов или типа средств измерений

ПР 50.2.106-09 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок выдачи свидетельств об утверждении типа стандартных образцов или типа средств измерений, установления и изменения срока действия указанных свидетельств и интервала между поверками средств измерений

ПМГ 65-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Цистерны железнодорожные. Общие требования к методикам поверки объемным методом

МИ 1001-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Определение поправочного множителя нефтеналивных судов при измерении объема нефти. Методика расчета

МИ 2174-91 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения

МИ 2775-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок метрологического и технического обеспечения промышленной эксплуатации систем измерений количества и показателей качества нефти, трубопоршневых поверочных установок и средств измерений в их составе

МИ 2676-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Методика метрологической аттестации алгоритмов и программ обработки данных результатов измерений при определении объема и массы нефти и нефтепродуктов. Общие положения

МИ 2778-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары железобетонные вертикальные. Методика поверки объемным методом

МИ 2823-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефтепродуктов при у четно-расчетных операциях. Методика выполнения измерений ареометром. Программа (таблицы) приведения плотности нефтепродуктов к заданной температуре

МИ 2825-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию

МИ 3002-2006 Государственная система обеспечения единства измерений. Правила пломбирования и клеймения средств измерения и оборудования, применяемых в составе систем измерения количества и показателей качества нефти и поверочных установок

МИ 3275-2010 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение учета нефтепродуктов при их транспортировке по системе магистральных нефтепродуктопроводов. Основные положения

Примечание - При пользовании настоящей рекомендацией целесообразно проверить действие ссылочных документов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящей рекомендацией следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящей рекомендации применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 испытательная (аналитическая) лаборатория нефтепродуктов: Лаборатория, осуществляющая контроль качества нефтепродуктов при транспортировке (по МИ 3275-2010).

3.2 магистральный нефтепродуктопровод: Трубопровод с избыточным давлением до 10 МПа, с комплексом подземных, наземных, надземных и подводных сооружений, предназначенный для транспортирования подготовленных в соответствии с требованиями национальных стандартов Российской Федерации и технических условий нефтепродуктов от пунктов приемки до пунктов сдачи, технологического хранения или перевалки (передачи) на другой вид транспорта (по руководящему документу [2]).

3.3 марка нефтепродукта: индивидуальный нефтепродукт, название, номерное или буквенное обозначение, состав и свойства которого регламентированы нормативно-технической документацией (по ГОСТ 26098).

3.4 нефтепродукт: Готовый продукт, полученный при переработке нефти, газоконденсатного, углеводородного и химического сырья (по ГОСТ 26098).

3.5 приемо-сдаточный пункт: Пункт по учету количества и оценке качества нефтепродуктов, на котором подразделения принимающей и сдающей нефтепродукты сторон выполняют операции приема-сдачи нефтепродуктов (по рекомендации [3]).

3.6 система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов: Совокупность средств измерений, системы обработки информации, технологического оборудования и трубопроводной арматуры, функционирующих как единое целое, основанная на методе динамических измерений массы нефти (нефтепродуктов), и предназначенная для:

- измерения объема и/или массы, температуры, давления и плотности нефтепродуктов;

- автоматической и ручной обработки результатов измерений;

- индикации и регистрации результатов измерений и результатов их обработки (по МИ 3275-2010).

3.7 стандартные условия: Условия, соответствующие температуре нефтепродукта 20 °С и 15 °С и избыточному давлению, равному нулю (по ГОСТ Р 8.595).

3.8 учетная операция: Операция, проводимая поставщиком и потребителем или сдающей и принимающей сторонами, заключающаяся в определении массы нефтепродукта для последующих расчетов, при инвентаризации и арбитраже (по ГОСТ Р 8.595).

4 Обозначения и сокращения

В настоящей рекомендации применены следующие обозначения и сокращения:

БИЛ - блок измерительных линий;

БИК - блок измерений показателей качества нефтепродуктов;

БФ - блок фильтров;

ДП - диспетчерский пункт;

ЗИП - запасные части, инструменты, принадлежности и материалы;

ИЛ - измерительная линия;

КМХ - контроль метрологических характеристик;

ЛВС - локальная вычислительная сеть;

ЛПДС - линейная производственно-диспетчерская станция,

МНПП - магистральный нефтепродуктопровод;

MX - метрологические характеристики;

НД - нормативный документ;

ПСП - приемо-сдаточный пункт;

ПО - программное обеспечение;

ПП - преобразователь плотности;

ПР - преобразователь объемного расхода;

ПУ - поверочная установка;

РВС - резервуар вертикальный стальной;

СДКУ - система диспетчерского контроля и управления,

СИ - средство измерений;

СИКН - система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов;

СОИ - система обработки информации;

ТЗ - техническое задание;

ТУ - технические условия.

5 Общие положения

5.1 Основные задачи ПСП

5.1.1 Основные задачи ПСП - обеспечение достоверности учета количества и контроля качества нефтепродукта, организационно-техническое обеспечение приемосдаточных операций.

5.1.2 Учет нефтепродукта на ПСП выполняют по массе в тоннах с точностью до третьего знака после запятой

5.1.3 При выполнении приема-сдачи нефтепродукта на ПСП осуществляют:

- круглосуточный учет количества принимаемых, транспортируемых, хранящихся и сдаваемых нефтепродуктов согласно МИ 3275-2010 или методикам (методам) измерений массы нефтепродуктов с передачей информации диспетчерским и товарно-транспортным службам;

- контроль и обеспечение сохранности качества нефтепродукта;

- отбор проб из резервуаров, МНПП и БИК, испытание нефтепродукта, хранение арбитражных проб;

- оформление актов приема-сдачи нефтепродукта, паспортов продукции, составление отчетов и передача их товарно-транспортным службам;

- контроль технологической схемы транспортировки нефтепродукта в пределах зоны ответственности сторон;

- контроль условий эксплуатации СИ и оборудования в соответствии с техническими требованиями;

- КМХ СИ ПР и ПП в межповерочном интервале в процессе эксплуатации;

- контроль доступа к СИ и изменения их MX.

5.1.4 ПСП осуществляет свою деятельность в соответствии с действующим законодательством, НД в области обеспечения единства измерений, положением о ПСП и настоящей рекомендацией.

5.2 Требования к обеспечению единства измерений

5.2.1 Обеспечение единства измерений на ПСП должно осуществляться в соответствии с требованиями Федерального закона [4].

5.2.2 Обеспечение единства измерений на ПСП и при эксплуатации СИКН достигается путем:

а) применения установленных положением [5] единиц величин;

б) передачи размера единиц величин с принятыми погрешностями от эталонов к рабочим и резервным СИ;

в) применения СИ, тип которых утвержден в соответствии с ПР 50.2.104-09, ПР 50.2.105-09, ПР 50.2.106-09;

г) применения поверенных (калиброванных) в установленном порядке СИ, измерительных каналов и систем измерения;

д) применения аттестованных в установленном порядке методик (методов) измерений по ГОСТ Р 8.563 с нормируемыми значениями показателей точности измерений;

е) применения аттестованного в установленном порядке ПО согласно МИ 2676-2001 и МИ 2174-91 (если ПО не участвовало в испытаниях для целей утверждения типа).

6 Состав приемо-сдаточных пунктов

6.1 В состав ПСП входят:

- основная схема учета с применением методов динамических измерений и использованием СИКН;

- резервная схема учета;

- аккредитованная испытательная (аналитическая) лаборатория;

- операторная;

- бытовые и вспомогательные помещения.

6.2 В качестве основной схемы учета массы нефтепродукта применяют прямой или косвенный метод динамических измерений с использованием СИКН. Допускается применять методы статических измерений до строительства и ввода в эксплуатацию СИКН. Требования к строительству устанавливаются в соответствии с [6] и в исполнение ГОСТ Р 8.595.

6.3 В составе резервной схемы учета применяют меры вместимости (резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных судов), меры полной вместимости (автоцистерны), СИКН, расходомеры, метрологические характеристики которых отвечают требованиям к резервной схеме учета.

6.4 Меры вместимости и меры полной вместимости могут принадлежать сдающей, принимающей или другой стороне.

6.5 В состав ПСП могут входить несколько СИКН при осуществлении операций приема-сдачи нефтепродукта по нескольким направлениям. В свою очередь операции приема-сдачи нефтепродукта по одной СИКН могут выполнять несколько организаций при условии заключения соглашения (договора) с владельцем и принимающей стороной.

6.6 При наличии испытательной (аналитической) лаборатории у принимающей и сдающей сторон в состав ПСП включают лабораторию по соглашению сторон.

6.7 Типовая структурная схема ПСП приведена в приложении А.

7 Организация приемо-сдаточных пунктов

7.1 ПСП создается по решению сдающей и принимающей нефтепродукт сторон.

7.2 Проектирование объектов ПСП проводят на основании утвержденного заказчиком ТЗ на проектирование (или реконструкцию) ПСП, согласованного сдающей (или принимающей) нефтепродукт стороной, с учетом положений нормативных правовых документов Российской Федерации, ОАО «АК «Транснефть», требований подраздела 5.2.

ТЗ на СИКН подлежит метрологической экспертизе с оформлением экспертного заключения. Проектирование входящих в состав ПСП СИКН осуществляют в соответствии МИ 2825-2003, ТЗ и требованиями раздела 9 настоящей рекомендации.

7.3 Проектирование ПСП выполняют с учетом положений нормативных правовых документов Российской Федерации, ОАО «АК «Транснефть», Федерального закона [7] и ТУ на подключение, выдаваемых ОАО «АК «Транснефть» в установленном постановлением [6] порядке.

7.4 Проектирование выполняют с учетом развития ЛВС объекта, автоматизации производства, организации отдельно выделенных каналов для селекторной связи диспетчерских служб сторон, передачи данных на верхний уровень организаций (создание клиент-серверной архитектуры передачи данных на верхний уровень или интеграцию в существующую информационную систему организаций).

7.5 Основные параметры ПСП определяют с учетом:

- планируемых объемов транспортировки нефтепродукта с перспективой на десять лет; максимальных и минимальных режимов транспортировки нефтепродукта за период времени - один час;

- физико-химических свойств всех транспортируемых марок нефтепродуктов; условий эксплуатации МНИЛ (температура и давление нефтепродукта).

7.6 Метрологические и технические характеристики СИ и оборудования ПСП определяют в ТЗ.

7.7 ПСП вводят в действие приказом владельца ПСП и сдающей (принимающей) нефтепродукт стороной после ввода в эксплуатацию СИКН, аккредитации испытательной (аналитической) лаборатории и обеспечения СИКН и ПСП эксплуатационной документацией.

8 Требования к документации приемо-сдаточных пунктов

8.1 Организация-владелец ПСП разрабатывает и утверждает положение о ПСП. Положение должно содержать данные о структуре и составе, задачах и основных функциях, взаимодействии со службами организации, правах и ответственности ПСП, контроле, проверке и ревизии деятельности. Рекомендации по разработке положения о ПСП приведены в приложении Б.

Организация-владелец ПСП разрабатывает и утверждает паспорт ПСП. В паспорте приводят общее описание ПСП, краткое описание и характеристики его основных объектов согласно прилагаемой технологической схеме ПСП. Рекомендации по разработке паспорта ПСП приведены в приложении В.

8.2 Формы приемо-сдаточных актов, паспортов продукции и отчетных документов должны соответствовать формам, установленным в НД ОАО «АК «Транснефть».

8.3 Ответственность за ведение документации ПСП возлагают на руководителя (ответственного за эксплуатацию) ПСП.

8.4 Перечень документов, необходимых для эксплуатации ПСП, составляют на основании перечня, приведенного в приложении Г, утверждают руководителем организации-владельца ПСП и пересматривают по мере поступления новых документов, но не реже, чем один раз в год. Перечень документов согласовывают с принимающей или сдающей стороной.

8.5 Сроки хранения документов на ПСП:

- журнал регистрации телефонограмм - три года;

- письма, факсограммы, телетайпограммы - три года;

- маршрутные поручения - пять лет;

- акты приема-сдачи нефтепродукта, паспорта продукции - пять лет;

- журнал учета приемо-сдаточных актов - пять лет;

- документы об инвентаризации (акты инвентаризации, сличительные ведомости) - пять лет (при условии завершения ревизий. В случае возникновения споров, разногласий, следственных и судебных дел - сохраняются до окончательного решения);

- журнал регистрации показаний СИКН (резервуаров) - пять лет;

- журнал записи проведения испытаний нефтепродукта - один год;

- журнал записи результатов испытаний нефтепродукта - пять лет;

- доверенности на лиц, оформляющих приемо-сдаточные документы - пять лет;

- акты технического состояния СИ в составе СИКН - три года;

- документы поверки и калибровки - один год после окончания действия;

документы КМХ СИ - один год после окончания межповерочного интервала;

журналы приема-сдачи смен, установки и снятия защитных пломб и другие документы, относящиеся к деятельности ПСП - один год.

8.6 Владелец ПСП организует архив и обеспечивает хранение документации. Доступ к документам, хранящимся в архиве, должен быть ограничен и осуществляться в установленном на ПСП порядке.

9 Требования к СИКН

9.1 Назначение СИКН

СИКН предназначены для измерения массы нефтепродукта с погрешностью, не превышающей пределов, установленных ГОСТ Р 8.595.

9.2 Характеристика нефтепродукта и состав СИКН

9.2.1 Рабочая среда - нефтепродукт, соответствующий требованиям действующих стандартов и ТУ.

9.2.2 Характеристики рабочей среды описывают следующим образом:

- рабочий диапазон давления (минимальный - максимальный), МПа;

- расход нефтепродукта (минимальный - максимальный), т/ч (м³/ч);

- температура (минимальная - максимальная), °С;

- плотность (минимальная - максимальная), кг/м³.

9.2.3 Состав СИКН:

-БИЛ;

-БИК;

-СОИ;

- пробозаборное устройство по ГОСТ 2517;

- блок ПУ;

узел подключения передвижной ПУ (определяется требованиями проектной документации);

- БФ (при отсутствии в составе ИЛ);

- система дренажа и промышленной канализации;

- при необходимости узел регулирования давления;

- при необходимости узел регулирования расхода через ПУ;

- поверочная установка на базе мерников и весов для поверки ПУ первого разряда (определяется требованиями проектной документации).

9.3 Требования к функциональным возможностям СИКН

9.3.1 СИКН обеспечивает определение (измерение) массы нефтепродукта (в тоннах, с точностью до третьего знака после запятой), объема нефтепродукта, приведенного к стандартным условиям, расхода нефтепродукта (в т/час).

9.3.2 Основные функции СИКН.

9.3.2.1 Основные функции СИКН с преобразователями массового расхода:

- измерение массы нефтепродукта по каждой ИЛ;

- определение массы нефтепродукта по СИКН в целом.

9.3.2.2 Основные функции СИКН с преобразователями объемного расхода:

а) измерение объема нефтепродукта с помощью ПР, преобразователей давления и температуры;

б) измерение плотности нефтепродукта в БИК с помощью поточных ПП, преобразователей давления и температуры;

в) определение массы нефтепродукта по каждой ИЛ одним из следующих способов:

- по результатам измерений объема нефтепродукта по каждой ИЛ и плотности нефтепродукта в БИК и приведения измеренных значений к стандартным условиям;

- по результатам измерений объема нефтепродукта по каждой ИЛ и плотности нефтепродукта в БИК, приведенной к условиям измерений объема;

г) определение массы нефтепродукта по СИКН в целом.

9.3.2.3 Автоматизированное или ручное управление ИЛ (включение, выключение, поддержание заданного расхода).

9.3.2.4 Автоматизированное или ручное поддержание минимально допустимого давления в СИКН.

9.3.2.5 Автоматизированное или ручное управление расходом нефтепродукта через БИК

9.3.2.6 Автоматический отбор объединенной пробы (по согласованию со сдающей и принимающей сторонами):

- пропорционально объему транспортируемого за смену нефтепродукта;

- пропорционально времени.

9.3.2.7 Ручной отбор точечной пробы.

9.3.2.8 Автоматизированное и ручное выполнение поверки и КМХ ПР с помощью ПУ без нарушения работы СИКН. Формирование и печать протоколов поверки и КМХ ПР.

9.3.2.9 Ручной или автоматический контроль герметичности запорной арматуры, применяемой при поверке и КМХ, а также в основной технологической схеме СИКН, оказывающей влияние на точность измерений количества нефтепродукта.

9.3.2.10 Автоматический контроль, индикация и сигнализация предельных значений параметров:

- расхода нефтепродукта по каждой ИЛ и в БИК;

- плотности нефтепродукта;

- температуры по каждой ИЛ и в БИК;

- давления по каждой ИЛ и в БИК;

- перепада давления на фильтрах.

9.3.2.11 Индикация и автоматическое обновление данных измерений массы, объема, расхода по каждой ИЛ и СИКН в целом, значений температуры, давления в БИЛ и БИК, плотности с выводом на дисплей по требованию.

9.3.2.12 Регистрация результатов измерений и вычислений, их хранение и передача в системы верхнего уровня в заданные интервалы времени.

9.3.2.13 Формирование в автоматическом режиме отчетов за заданный интервал времени и приемо-сдаточных документов. Формирование по запросу текущих отчетов, актов приема- сдачи. Отображение и печать отчетов согласно МИ 3275-2010.

9.3.2.14 Учет и формирование журнала событий СИКН (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов).

9.4 Требования к составным частям СИКН.

9.4.1 Требования к блоку измерительных линий.

9.4.1.1 БИЛ рекомендуется располагать в помещении, в котором предусмотрены механическая вытяжная вентиляция (с полуторакратным обменом) и автоматическая аварийная приточная вентиляция (с восьмикратным обменом), автоматическая система пожаротушения (определяется требованиями проектной документации), контроль загазованности, а также соответствующая световая и звуковая сигнализация в БИЛ и в операторной.

9.4.1.2 БИЛ состоит из:

- входного и выходного коллекторов;

- коллектора к ПУ;

- ИЛ (рабочие, резервные и контрольно-резервные). Число резервных линий - не менее 30 % от числа рабочих;

- дренажной системы.

9.4.1.3 В состав ИЛ с преобразователями массового расхода входят:

- запорная арматура на входе ИЛ;

- фильтр тонкой очистки с быстросъемной крышкой, дренажным и воздушным кранами (если не предусмотрен отдельный БФ) с манометрами и преобразователями перепада давления с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 2,5 %;

- рабочий преобразователь массового расхода с пределами допускаемой относительной погрешности в рабочем диапазоне расходов ± 0,25 %;

- контрольно-резервный преобразователь массового расхода с пределами допускаемой относительной погрешности в точке расхода ± 0,2 % (при наличии в проектной документации);

- манометр и преобразователь давления с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,6 % и ± 0,5 % соответственно,

- запорная арматура с гарантированным перекрытием потока и контролем протечек на выходах ИЛ в коллектор и к ПУ;

- регулятор давления на выходе СИКН (при наличии в проектной документации);

- регулятор расхода на выходе ИЛ (при наличии в проектной документации);

- шаровой кран для дренажа;

- шаровой кран-воздушник.

В случае подключения ПУ до БИЛ запорную арматуру с гарантированным перекрытием потока и контролем протечек предусматривают на входе ИЛ, на входе в коллектор ПУ, а также на входе контрольно-резервной ИЛ.

9.4.1.4 В состав ИЛ с преобразователями объемного расхода входят:

- запорная арматура на входе ИЛ;

- фильтр тонкой очистки с быстросъемной крышкой, дренажным и воздушным кранами (если не предусмотрен отдельный БФ) с манометрами и преобразователями перепада давления с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 2,5 %;

- рабочий преобразователь объемного расхода с пределами допускаемой относительной погрешности в рабочем диапазоне расходов ± 0,15 % в комплекте со струевыпрямителем или прямыми участками до и после ПР (в соответствии с требованиями завода изготовителя ПР);

- контрольно-резервный преобразователь объемного расхода с пределами допускаемой относительной погрешности в точке расхода ± 0,1 % (при наличии в проектной документации);

- преобразователь температуры в комплекте с термосопротивлением класса А с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С и термометр с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С в комплекте с термокарманом (за прямым участком после ПР);

- манометр с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,6 % (за прямым участком после ПР);

- преобразователь давления с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,5 % (за прямым участком после ПР);

- запорная арматура с гарантированным перекрытием потока и контролем протечек на выходе линии и на входе в контрольно-резервную линию;

- запорная арматура с гарантированным перекрытием потока и контролем протечек на выходе к ПУ,

- регулятор давления на выходе СИКН (при наличии в проектной документации);

- регулятор расхода на выходе ИЛ (при наличии в проектной документации);

- шаровой кран для дренажа за прямым участком после ПР (в случае конструктивной необходимости);

- шаровой кран-воздушник на входе линии (при отсутствии фильтра на ИЛ). В случае подключения ПУ до БИЛ запорную арматуру с гарантированным перекрытием потока и контролем протечек предусматривают на входе ИЛ, на входе в коллектор ПУ, а также на входе контрольно-резервной ИЛ.

9.4.1.5 На выходном коллекторе устанавливают манометр и преобразователь давления с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,6 % и ± 0,5 % соответственно.

9.4.1.6 Запорную арматуру с условным диаметром более 150 мм необходимо оснащать электроприводом.

9.4.1.7 Дренажную систему БИЛ выбирают закрытого типа. Обеспечивают контроль протечек в дренажной системе (или дренажных кранов).

9.4.2 Требования к блоку измерений показателей качества нефтепродукта

9.4.2.1 БИК располагают совместно с БИЛ или отдельно в отапливаемом помещении с автоматическим регулированием температуры в заданных пределах, вентиляцией и освещением (освещенность не менее 100 лк), с контролем загазованности, пожарной сигнализацией и защитой от несанкционированного доступа.

9.4.2.2 Нефтепродукт в БИК отбирают через пробозаборное устройство в соответствии с ГОСТ 2517.

9.4.2.3 В БИК устанавливают:

- поточные ПП (рабочий и резервный) с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,36 кг/м³;

- преобразователь температуры в комплекте с термосопротивлением класса А с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С и термометр с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С в комплекте с термокарманом;

- манометр с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,6 %;

- преобразователь давления с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,5 %;

- автоматические пробоотборники в соответствии с ГОСТ 2517, обеспечивающие отбор проб по заданной программе, с герметичными контейнерами вместимостью не менее трех литров (рабочий и резервный);

- устройство для ручного отбора точечных проб в соответствии с ГОСТ 2517;

- циркуляционные насосы (рабочий и резервный), обеспечивающие требуемый расход нефтепродукта через БИК (в случае насосной схемы);

- ПР с пределами допускаемой относительной погрешности ± 5,0 %;

- регулятор расхода нефтепродукта через БИК (при необходимости);

- систему промывки поточных преобразователей (при необходимости);

- рабочий и резервный фильтры (при необходимости).

9.4.2.4 В состав БИК может быть дополнительно включен анализатор содержания серы.

9.4.2.5 В БИК предусматривают:

- узел для подключения пикнометрической установки рядом с ПП;

- место для выполнения измерений плотности нефтепродукта ареометром.

9.4.2.6 При измерениях массы нефтепродукта прямым методом динамических измерений допускается не включать ПП в состав БИК, при этом предусматривают место подключения ПП для проведения поверки и КМХ преобразователей массового расхода (при отсутствии в составе ПУ преобразователей плотности).

9.4.2.7 Демонтаж любого СИ не должен нарушать режим работы БИК.

9.4.2.8 Дренажную систему выбирают закрытого типа. В верхних точках технологической обвязки предусматривают шаровые краны-воздушники.

9.4.3 Требования к системе сбора и обработки информации

9.4.3.1 СОИ должна обеспечивать выполнение следующих функций:

- прием и обработка сигналов в импульсной, аналоговой и цифровой формах в диапазоне значений, соответствующем диапазону преобразователей;

- сбор, обработка, отображение, регистрация информации по учету нефтепродукта;

- при необходимости прием и отображение в реальном времени данных с СИ, не участвующих в учетных операциях;

- управление режимами работы СИКН (запорной, регулирующей арматурой, насосами и другим оборудованием);

- контролирование диапазонов измеряемых величин и при выходе значения сигнала за пределы рабочего диапазона обеспечение отработки аварийных действий (сигнализация аварийного состояния, включение вентиляции БИК и т.п.);

- выполнение функции вторичной аппаратуры стационарной ПУ;

- формирование и печать отчетных документов;

- ведение статистики (выборка количества нефтепродукта, измеренного за заданный интервал времени, наработка оборудования и другое).

9.4.3.2 СОИ обеспечивает хранение архивов информации:

- протокол событий, тренды - один год;

- отчеты за два часа, смену, сутки - три месяца;

- месячные отчеты - один год;

- паспорта продукции, акты приема-сдачи - 3 месяца.

9.4.3.3 Обеспечение доступа к СОИ.

СОИ обеспечивает поименную регистрацию пользователей с возможностью предоставления (отмены) доступа к файловому пространству (просмотр и печать отчетной документации, паспортов продукции, актов приема-сдачи, изменение отчетной документации, управление технологическим оборудованием и т.д.) для каждого пользователя (группы пользователей).

В зависимости от установленного оборудования, уровни доступа к СОИ реализуют согласно МИ 3002-2006. В случае отсутствия оборудования в перечне, приведенном в МИ 3002-2006, выбирают СОИ наиболее близкое по функциональным возможностям к установленному на СИКН.

Возможность изменения списка доступов для пользователя (группы пользователей) представляют только пользователю, зарегистрированному в системе с правами администратора.

Для обеспечения повышенной защиты MX СИ рекомендуется использовать внешние носители для хранения учетной записи поверителя (магнитные и оптические накопители памяти (дискета, CD, DVD), USB Flash накопители и др.). Порядок хранения внешних «ключевых» носителей определяет территориальное подразделение Госстандарта.

9.4.3.4 Программное обеспечение СОИ должно иметь резервные архивные копии на компакт-диске.

9.4.3.5 СОИ обеспечивают источником бесперебойного питания, гарантирующим работу СОИ в течение двух часов.

9.4.3.6 СОИ должна иметь 100 % «горячее» резервирование.

9.4.3.7 Пределы допускаемой относительной погрешности в точке расхода должны быть ± 0,05 %.

9.4.4 Требования к блоку фильтров

9.4.4.1 БФ устанавливают в случае отсутствия фильтров на ИЛ (при наличии в проектной документации)

9.4.4.2 БФ обеспечивает очистку нефтепродукта от посторонних механических включений во всем диапазоне расходов СИКН

9.4.4.3 Блок состоит не менее чем из двух фильтров очистки нефтепродукта. Каждый фильтр должен обеспечивать производительность работы СИКН в рабочем диапазоне расхода (фильтр, входящий в состав ИЛ, обеспечивает производительность работы ПР в рабочем диапазоне расхода).

9.4.4.4 Фильтры освобождают от нефтепродукта при проведении их ревизии через дренажную систему. Фильтры рекомендуется укомплектовывать быстросъемными крышками или самоочищающимися фильтрами, манометрами и преобразователем разности давления с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 2,5 %.

9.5 Поверочная установка

9.5.1 ПУ обеспечивает:

а) поверку ПР на месте эксплуатации без нарушения режимов транспортировки нефтепродукта;

б) гарантированное перекрытие потока нефтепродукта четырехходовым краном ПУ или его аналогом с местным и/или дистанционным контролем протечек;

в) производительность, достаточную для поверки ПР во всем диапазоне эксплуатации ПР.

Максимальное рабочее давление ПУ должно быть не менее максимального рабочего давления СИКН.

9.5.2 Вторичная аппаратура ПУ обеспечивает:

а) в автоматизированном режиме переключение и настройку режимов ПУ;

б) автоматическую обработку результатов измерений и оформление протоколов поверки иКМХПР;

в) автоматизированную обработку результатов измерений и оформление протоколов поверки ПУ.

Функции вторичной аппаратуры стационарной ПУ рекомендуется выполнять при помощи СОИ СИКН.

9.5.3 На входе и выходе ПУ устанавливают:

- термометр в комплекте с термокарманом и преобразователь температуры в комплекте с термосопротивлением класса А с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С;

- манометр и преобразователь давления с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,6 % и ± 0,5 % соответственно.

9.5.4 Пределы допускаемой относительной погрешности ПУ должны соответствовать ГОСТ 8.510.

9.5.5 В блоке ПУ, не оснащенном стационарными средствами поверки, предусматривают технологическую обвязку для подключения передвижной ПУ первого разряда.

При поверке ПУ поверочными установками с применением весов и мерника предусматривают систему промывки ПУ от нефтепродукта.

9.5.6 Дренажную систему ПУ выбирают закрытого типа. Обеспечивают контроль протечек в дренажной системе (или дренажных кранов) или герметичность перекрытия дренажной системы при работе ПУ.

9.5.7 ПУ рекомендуется располагать в отапливаемом закрытом помещении с приточновытяжной вентиляцией и освещением, контролем загазованности и пожара.

10 Резервная схема учета

10.1 Система измерений количества и показателей качества нефтепродукта

10.1.1 Требования к СИКН и расходомерам, используемым в резервной схеме учета определяется требованиями проектной документации и нормативными документами ОАО «АК «Транснефть».

10.1.2 В качестве резервной схемы учета массы нефтепродукта применяют косвенный метод динамических измерений массы нефтепродукта с пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,25 %.

10.2 Резервуары

10.2.1 Резервуары, используемые в резервной схеме учета, определяют регламентом взаимоотношений для обеспечения безопасного режима работы магистрального трубопровода и ведения учетных операций.

10.2.2 Технологическая обвязка и запорная арматура резервуаров должны быть герметичны и не допускать утечек нефтепродукта. Должна быть предусмотрена возможность проверки герметичности запорной арматуры.

10.2.3 Резервуары ПСП, используемые в составе резервной схемы, оснащают стационарными автоматическими системами измерения массы нефтепродукта и подтоварной воды с выводом информации на верхний уровень.

10.2.4 Резервуары должны иметь утвержденные в установленном порядке градуировочные таблицы. Вместимость резервуаров определяют по ГОСТ 8.570, ГОСТ 8.346, МИ 2778-2002, документу [8].

102.5 Учет нефтепродукта по резервуарам рекомендуется осуществлять измерительными системами определения массы нефтепродукта в резервуарах в составе:

а) канал измерений уровня нефтепродукта на базе уровнемеров с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 3 мм;

б) канал измерений плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,5 кг/м³ на базе стационарных ПП или преобразователей давления;

в) канал измерений температуры нефтепродукта на базе преобразователей температуры в комплекте с термосопротивлением класса А с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,5 °С;

г) устройство обработки информации с пределами относительной погрешности при определении массы нефтепродукта ± 0,1 %.

10.2.6 Допускается применять в качестве резервных СИ:

а) переносные СИ уровня с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 3 мм;

б) переносные преобразователи температуры в комплекте с термосопротивлением класса А с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С или термометры с пределом допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С (температуру определяют в точечных пробах или на заданном уровне нефтепродукта в резервуаре);

в) переносные ПП с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,5 кг/м³. Допускается определение плотности поточными ПП и автоматический отбор проб в соответствии с ГОСТ 2517 из трубопровода за время заполнения или опорожнения резервуара;

г) стационарные (лабораторные) СИ плотности с определением плотности нефтепродукта согласно ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 и МИ 2823-2003 по объединенной пробе, отобранной по ГОСТ 2517. Применяемые лабораторные СИ плотности должны иметь пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,5 кг/м³.

10.2.7 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта по методикам измерений с применением резервуаров должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.595.

10.3 Железнодорожные цистерны. Автоцистерны

10.3.1 Массу нефтепродукта в железнодорожных цистернах и автоцистернах определяют:

а) по результатам измерений в железнодорожных цистернах и автоцистернах;

б) по результатам взвешивания на железнодорожных и автомобильных весах.

10.3.2 Железнодорожные цистерны и автоцистерны могут быть использованы для измерений массы нефтепродукта как меры вместимости, а автоцистерны - как меры полной вместимости. Вместимость железнодорожных цистерн определяют по ПМГ 65-2003, автоцистерн - по ГОСТ Р 8.569.

10.3.3 Плотность нефтепродукта в цистерне определяют переносным ПП с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,5 кг/м³ или в лаборатории согласно ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 и МИ 2823-2003 по объединенной пробе, отобранной по ГОСТ 2517.

10.3.4 Температуру измеряют переносным преобразователем температуры в комплекте с термосопротивлением класса А с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С или термометром с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С в точечных пробах.

10.3.5 Измерение массы нефтепродукта с применением железнодорожных цистерн проводят согласно рекомендации [9], автоцистерн - по методикам (методам) измерений массы нефтепродукта, разработанным согласно ГОСТ Р 8.563.

10.3.6 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта по методикам измерений при использовании железнодорожных цистерн и автоцистерн, как мер полной вместимости, должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.595.

10.4 Танки наливных судов

10.4.1  Массу нефтепродуктов, отгруженных на речные и морские наливные суда, определяют:

- по результатам измерения косвенным методом статических измерений в резервуарах нефтебаз;

- по данным измерения косвенным методом статических измерений в танках наливных судов.

10.4.2 Танки наливных судов могут быть использованы для измерений массы нефтепродукта как меры вместимости. Танки должны иметь градуировочные таблицы, утвержденные в установленном порядке. Вместимость танков определяют с использованием поправочного множителя, рассчитанного по МИ 1001-99.

10.4.3 Плотность нефтепродукта в танках определяют в лаборатории согласно ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069, МИ 2823-2003, по объединенной пробе, отобранной по ГОСТ 2517.

10.4.4 Допускается определение плотности поточными ПП и автоматический отбор проб в соответствии с ГОСТ 2517 из трубопровода за время заполнения танка.

10.4.5 Температуру в точечных пробах измеряют переносным преобразователем температуры в комплекте с термосопротивлением класса А с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С или термометром с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С.

10.4.6 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта по методикам измерений с применением танков наливных судов в качестве мер вместимости должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.595.

11 Испытательная (аналитическая) лаборатория

11.1 Испытательная (аналитическая) лаборатория, выполняющая испытания нефтепродукта при учетных операциях, должна быть аккредитована в установленном порядке. При этом должны быть учтены требования ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025.

11.2 Главными функциями испытательной лаборатории являются: проведение с требуемой точностью испытаний нефтепродукта (в области, установленной аттестатом аккредитации) на соответствие требованиям действующих стандартов и ТУ на нефтепродукт, а также определение физико-химических показателей качества нефтепродукта в целях контроля технологических режимов и функционирования автоматизированных средств учета нефтепродукта.

11.3 Результаты испытаний нефтепродукта оформляют в виде паспорта продукции по формам, установленным ОАО «АК «Транснефть».

11.4 Испытательная лаборатория должна иметь:

- квалифицированный инженерный персонал и лаборантов в количестве, достаточном для выполнения всего объема работ, возложенных на лабораторию;

- помещения, соответствующие установленным требованиям и нормам;

- оборудование (технические средства) всех видов, необходимое для проведения испытаний проб нефтепродукта, для контроля внешних условий, а также для соответствующего метрологического и технического обслуживания;

- стандартные образцы, химические реактивы, материалы и вещества, необходимые для выполнения испытаний в соответствии с требованиями документов на методы испытаний;

- актуализированные нормативные и методические документы, допущенные к применению в установленном порядке;

- систему маркировки, упаковки, транспортирования и хранения проб нефтепродукта по ГОСТ 1510,

- систему контроля качества результатов испытаний,

- графики отбора проб нефтепродукта;

- графики поверки СИ, аттестации испытательного оборудования, проверки технического состояния испытательного и вспомогательного лабораторного оборудования;

- свидетельства о поверке и/или оттиски клейм поверителя в паспортах или формулярах, свидетельства об аттестации испытательного оборудования, акты проверки технического состояния испытательного и вспомогательного лабораторного оборудования;

- систему управления данными и отчетности о результатах испытаний (измерений);

- ПО для обработки, регистрации, оформления отчетности и хранения информации,

- документы, требуемые ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025.

11.5 Испытательное оборудование аттестуют в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.568

11.6 При анализе и обработке результатов измерений в лаборатории следует руководствоваться ГОСТ Р ИСО 5725-1 и ГОСТ Р ИСО 5725-6.

11.7 Вновь разрабатываемые и пересматриваемые методики (методы) измерений показателей качества нефтепродукта должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.563.

11.8 При лаборатории должно быть помещение для хранения арбитражных проб.

12 Общие требования к обеспечению передачи информации

12.1 Общие требования

12.1.1 Передача данных учетных операций с ПСП на верхний уровень организации принимающей и сдающей сторон должна обеспечиваться непрерывно.

12.1.2 Пропускная способность канала должна обеспечивать передачу необходимого объема информации в установленное время.

12.1.3 Передача данных по выделенному каналу должна проводиться с использованием технологии, принятой в организации, осуществляющей централизованный сбор данных.

12.1.4 Для передачи данных с ПСП на верхний уровень организаций принимающей и сдающей сторон следует использовать интерфейс Ethernet, протокол IP.

12.2 Организация передачи данных

12.2.1 При организации каналов передачи данных стороны разрабатывают и утверждают положение о границах зон ответственности сторон с указанием конкретной границы зон ответственности и перечней выполняемых каждой из сторон работ по техническому обеспечению организации и эксплуатации каналов передачи данных.

12.2.2 Каналы передачи данных защищают от несанкционированного доступа к данным и возможности их искажения.

12.3 Основные требования к технологии передачи данных

12.3.1 Сбор данных со схем учета, корректировку или ручной ввод данных (например, параметров показателей качества нефтепродукта) и формирование передаваемой информации осуществляют посредством ПО верхнего уровня ПСП.

12.3.2 Действия по корректировке или ручному вводу данных проводят при одновременном совместном доступе принимающей и сдающей нефтепродукт сторон в ПО ПСП.

12.3.3 Информация может быть передана на уровень филиалов для оперативного диспетчерского контроля и управления технологическим процессом учетных операций и транспортировки нефтепродукта совместно с технологической информацией по каналам телемеханической связи или по выделенному каналу.

12.4 Данные, обязательные для передачи в автоматическом режиме

В состав передаваемой информации включают следующие данные:

а) мгновенный массовый и/или объемный расход по каждой ИЛ и СИКН в целом;

б) объем нефтепродукта по СИКН в целом, приведенный к стандартным условиям (для СИКН с преобразователями объемного расхода);

в) массу нефтепродукта (с нарастающим итогом);

г) температуру и давление нефтепродукта;

д) плотность нефтепродукта в рабочих условиях;

е) плотность нефтепродукта, приведенная к условиям измерения объема;

ж) плотность нефтепродукта, приведенная к стандартным условиям;

и) отчеты двухчасовые, сменные и суточные;

к) акты приема-сдачи нефтепродуктов;

л) паспорта продукции.

12.5 Периодичность передачи обязательных данных

12.5.1 Информацию передают в масштабе реального времени (текущие данные).

12.5.2 Данные в виде значений, усредненных за два часа, за смену и за сутки передают с периодичностью один раз в два часа, один раз в смену и один раз в сутки соответственно.

12.5.3 Данные отчетной информации передают после формирования паспортов продукции и актов приема-сдачи с периодичностью один раз в смену, сутки.

13 Обеспечение функционирования приемо-сдаточных пунктов

13.1 Для обеспечения функционирования ПСП, СИКН, операторную и испытательную (аналитическую) лабораторию оборудуют системами:

а) электроснабжения;

б) теплоснабжения;

в) водоснабжения;

г) хозяйственно-бытовой канализации (лабораторию - дополнительно системой производственной канализации);

д) вентиляции,

е) связи;

ж) сигнализации пожарной опасности;

и) ЛВС.

13.2 Допускается размещать рабочие места оперативного персонала в помещениях операторных, местных диспетчерских пунктов ЛПДС и других цехов при условии выполнения нормативных требований к размещению СОИ и персонала.

13.3 Владелец ПСП обеспечивает в операторной:

а) рабочие места дежурного персонала сдающей и принимающей сторон;

б) шкафы с ограничением свободного доступа для хранения документации,

в) шкафы для одежды, средств индивидуальной защиты;

г) комнату приема пищи;

д) связь (междугородную, мобильную, факсимильную, резервную с диспетчерскими службами обеих сторон, корпоративную электронную почту) на договорной основе.

Начальника ПСП по возможности обеспечивают отдельным служебным помещением с телефонной связью.

13.4 При удаленности испытательной (аналитической) лаборатории от СИКН и резервуаров на расстояние более одного километра персонал, проводящий отбор и доставку проб, обеспечивают служебным транспортом.

13.5 Доставку персонала на ПСП осуществляют служебным (вахтовым) транспортом.

13.6 На ПСП предусматривают помещение для персонала организации, выполняющей техническое обслуживание СИКН.

14 Эксплуатация приемо-сдаточных пунктов

14.1 Эксплуатация объектов ПСП должна осуществляться согласно требованиям безопасности и обеспечения достоверности учетных операций.

14.2 Ответственность за эксплуатацию объектов ПСП устанавливают приказом организации-владельца ПСП.

14.3 Перечень документов, наличие которых обязательно на ПСП установлен в приложении Д.

14.4 При эксплуатации ПСП обеспечивают:

а) условия эксплуатации СИ и оборудования в соответствии с требованиями технической документации;

б) постоянный контроль и регистрацию значений технологических параметров;

в) контроль технического состояния основного и вспомогательного оборудования, систем и сооружений ПСП;

г) контроль за работой СИ, контроль протечек запорной арматуры и принятие своевременных мер по устранению нарушений;

д) поддержание состояния СИ и оборудования в соответствии с техническими требованиями, включающее своевременное проведение технического обслуживания, ремонт и замену неисправного оборудования;

е) поверку СИ и КМХ СИ преобразователей расхода и преобразователей плотности в межповерочном интервале;

ж) пломбирование запорной арматуры;

и) пломбирование СИ и СОИ СИКН с целью контроля доступа к СИ и изменения их MX, технологических (конфигурационных) настроек и параметров оборудования СИКН;

к) проверку сохранности пломб при сдаче-приеме смены персоналом принимающей и сдающей нефтепродукт сторон;

л) доступ сдающей стороны или представителей арбитража к оборудованию в спорных ситуациях.

14.5 Для обеспечения доступа к оборудованию и СИ объекты ПСП должны быть оснащены переходами и площадками.

14.6 ИЛ СИКН, запорная арматура СИКН, резервуары и трубопроводы должны быть пронумерованы, их нумерация должна соответствовать утвержденным технологическим схемам.

14.7 Эксплуатацию СИКН осуществляют на основании разработанной владельцем ПСП инструкции по эксплуатации СИКН, учитывающей конкретные условия эксплуатации.

14.8 Метрологическое и техническое обеспечение эксплуатации СИКН осуществляют в соответствии с требованиями МИ 2775-2002.

14.9 Территория объектов ПСП должна иметь общее освещение. В местах снятия показаний СИ, расположенных на открытых площадках, дополнительно устанавливают источники местного освещения. Освещение должно соответствовать нормам [10]

14.10 При эксплуатации объектов ПСП должны соблюдаться требования Федерального закона Российской Федерации [7], правил [11], [12], [13].

14.11 СИ и оборудование, используемые во взрывоопасной зоне, должны быть взрывозащищенного исполнения, иметь соответствующую маркировку и разрешение Ростехнадзора России на применение.

14.12 При эксплуатации оборудования и СИ, относящихся к электроустановкам, должны соблюдаться требования правил [14], [15].

15 Персонал приемо-сдаточных пунктов

15.1 Номенклатуру должностей, количество оперативного персонала на конкретном ПСП устанавливают с учетом:

а) положения о ПСП;

б) режима работы СИКН (круглосуточный, циклический, периодический);

в) наличия технологического оборудования, отнесенного к системе учета (резервуаров, наливных эстакад, пирсов, СИКН, трубопроводов, запорной арматуры);

г) требований по организации безопасного проведения работ при технологических операциях (измерения уровня нефтепродукта в РВС, отпуск нефтепродукта в танкеры и цистерны),

д) сменной работы и продолжительности рабочей недели.

15.2 Обязанности и требования к квалификации персонала устанавливают в должностных инструкциях в соответствии со штатным расписанием ПСП.

15.3 Персонал ПСП должен иметь соответствующую квалификацию, быть обучен безопасным методам и приемам работы на взрывопожароопасных объектах, иметь допуск к самостоятельной работе после обучения, пройти стажировку и сдать экзамены на знание должностных инструкций, НД и инструкций по учету нефтепродукта, знание основной и резервной схемы учета нефтепродукта, технологических трубопроводов и узлов переключений.

15.4 В целях обеспечения ответственности за полноту выполняемых операций, ответственности за квалификацию персонала и выполнения должностных обязанностей должен быть назначен начальник ПСП.

15.5 Для выполнения контрольных функций принимающая и сдающая стороны направляют на ПСП оперативно-технический и уполномоченный персонал для совместного ведения учетных операций. Персонал должен иметь соответствующую квалификацию, допуск к самостоятельной работе и быть обучен безопасным методам и приемам работы на взрывопожароопасных объектах.

16 Взаимоотношения сторон

16.1 Взаимоотношения сторон при эксплуатации ПСП устанавливают в регламенте взаимоотношений для обеспечения безопасного режима работы магистрального трубопровода и ведения учетных операций и договорах между принимающей и сдающей сторонами.

16.2 Операции по приему-сдаче нефтепродукта проводят совместно принимающей и сдающей сторонами.

16.3 Ответственность за своевременное и правильное оформление приемосдаточных документов несет владелец ПСП.

16.4 Представителям сдающей и принимающей сторон необходимо иметь надлежащим образом оформленные доверенности на подписание товарно-сопроводительных документов.

16.5 Для проведения операций приема-сдачи на ПСП сторонней организации грузоотправитель заключает соглашение с владельцем ПСП и принимающей стороной об обязательствах и условиях ведения учетных операций.

16.6 Регламентные работы (проверка оттисков поверительных клейм, проверка свидетельств о поверке СИ, пломбирование и проверка герметичности запорной арматуры, отбор проб, снятие показаний) проводит персонал принимающей и сдающей сторон совместно.

16.7 При необходимости перехода на резервную схему учета представители организаций сдающей и принимающей сторон в течение одного часа сообщают о принятом решении в вышестоящие организации и в организацию, осуществляющую техническое обслуживание СИКН.

16.8 Переход на резервную схему учета осуществляют в установленном ОАО «АК «Транснефть» порядке.

16.9 При отказе основной и резервной схем учет нефтепродукта осуществляют способом, регламентированным соглашением сторон.

16.10 В целях предупреждения недостоверности учета нефтепродукта принимающая и сдающая стороны создают совместные комиссии, действующие в течение одного года по согласованному графику.

16.11 Рекомендуемый состав комиссии - по одному специалисту с каждой стороны:

а) руководитель (ведущий специалист) товарно-транспортной службы;

б) инженер службы качества;

в) инженер-метролог;

г) представители других служб (при необходимости).

В работе комиссии могут принимать участие представители вышестоящих организаций и представители Росстандарта. Результаты совместной работы отражают в общем акте.

16.12 Мероприятия по устранению нарушений разрабатывает владелец ПСП в течение указанного в акте срока и согласовывает их с противоположной стороной.

16.13 Перед началом работы комиссия проверяет выполнение и устранение замечаний предыдущих проверок.

17 Требования охраны труда

17.1 Персонал ПСП и СИКН, работники, задействованные при эксплуатации, ремонте, метрологическом и техническом обслуживании СИКН должны соблюдать требования, установленные документами [11] - [17], а также:

- нормативными правовыми актами, действующими стандартами и техническими регламентами Российской Федерации, стандартами организации ОАО «АК «Транснефтепродукт», НД ОАО «АК «Транснефть»;

- действующими НД в области промышленной безопасности, охраны труда, техники безопасности и промышленной санитарии в организациях ОАО «АК «Транснефтепродукт».

17.2 Персонал должен быть обеспечен необходимыми защитными средствами и средствами оказания первой помощи.

Приложение А (справочное)

Типовая структурная схема приемо-сдаточного пункта

Приложение Б (рекомендуемое)

Рекомендации по разработке положения о приемо-сдаточном пункте

Б.1 Порядок оформления

Положение о ПСП оформляют в соответствии с требованиями действующих документов. Положение подписывает начальник ПСП и утверждает руководитель организации (филиала). Положение согласовывают:

- с кадровой службой организации;

- с юридическим отделом;

- с отделом труда и заработной платы;

- с отделом охраны труда;

- со структурными подразделениями организации, с которыми ПСП осуществляет административное и оперативное взаимодействие.

Б.2 Структура положения

Текстовая часть положения состоит из следующих разделов:

- общие положения;

- задачи и функции;

- права и ответственность;

- взаимодействие с отделами и службами головной организации (или информация и документация);

- контроль, проверка и ревизия деятельности.

Б3 Содержание разделов

Б.3.1 Общие положении

В разделе отражают следующую информацию:

- полное название ПСП в соответствии с организационной структурой организации, в состав которой входит ПСП (в скобках приводят сокращенное наименование);

- место в системе управления (например: «ПСП является самостоятельным структурным подразделением организации» или «ПСП является структурным подразделением в составе ..»);

- в чьем непосредственном подчинении находится ПСП, кто возглавляет (полное название должности);

- порядок назначения на должность руководителя ПСП и освобождения от должности (чьим приказом, по чьему представлению, по согласованию с каким органом управления);

- внутренняя структура ПСП (перечень подразделений, входящих в состав ПСП, с указанием штатных единиц);

- кто утверждает структуру и штаты;

- НД, которыми ПСП руководствуется в своей деятельности (например: «В своей деятельности ПСП руководствуется: нормативными правовыми актами Российской Федерации, национальными стандартами Российской Федерации, нормативными документами ОАО «АК «Транснефть», ОАО «АК «Транснефтепродукт», правилами внутреннего трудового распорядка и настоящим положением»),

Б.3.2 Задачи и функции

Раздел содержит перечисление функций (работ), необходимых для выполнения основной задачи.

Б.3.3 Права и ответственность

В разделе отражают права, необходимые для выполнения функций ПСП. ПСП могут быть предоставлены следующие права:

- принимать решения о переключении с основной схемы учета на резервную по соглашению сторон,

- получать информацию, необходимую для выполнения основных функций,

требовать выполнения определенных действий (например, принятия мер по предупреждению отказов оборудования, нарушений технологии, достоверности учета и т.д.);

- контролировать соблюдение трудового законодательства, охрану труда, пожарную безопасность, промышленную санитарию и т.д.

Руководитель ПСП может получить право:

- распределять и организовывать работу,

- участвовать в установленном порядке в решении вопросов о подборе кадров, приеме, перемещении и увольнении работников;

- представлять их к поощрению и взысканию;

- вносить предложения по изменению структуры и штатов ПСП и совершенствованию его работы.

Сотрудники ПСП имеют право на:

- условия труда, соответствующие требованиям нормативных документов;

- условия для развития и поддержания своей профессиональной квалификации.

В разделе устанавливают ответственность ПСП за:

- качественное и своевременное выполнение главной задачи и основных функций;

- систематизацию и обеспечение сохранности документации;

- полноту, достоверность и своевременность представляемой ПСП информации;

- сохранение сведений, представляющих коммерческую тайну;

- правильность осуществления мероприятий, направленных на решение конкретных вопросов деятельности ПСП;

- рациональную организацию труда, правильность применения положений нормативных и технологических документов;

- соблюдение установленных правил внутреннего трудового распорядка, правил техники безопасности, трудовую и технологическую дисциплину и др.

Всю полноту ответственности за качество и своевременность выполнения возложенных на ПСП задач и функций несет его руководитель, степень ответственности сотрудников подразделений устанавливают в должностных инструкциях.

Б.3.4 Взаимодействие с отделами и службами головной организации

Раздел содержит перечень основных вопросов, по которым осуществляют взаимодействие подразделений ПСП для выполнения основных задач, и перечисление внешних организаций, взаимодействие с которыми ПСП осуществляет при выполнении основных задач и функций.

Сведения, приведенные в Б.3 могут быть представлены в виде таблицы или матрицы.

Пример - Взаимодействие ПСП, являющегося структурным подразделением ЛИДС TV-го производственного подразделения, с отделами и службами производственного подразделения приведено в таблице 1.

Таблица 1 Взаимодействие ПСП со структурными подразделениями

Одним из обязательных пунктов в данном разделе является указание, что ПСП использует программные средства и базы данных (перечисляют) в соответствии с внутренними НД организации, содержащими порядок управления доступом к ресурсам корпоративной информационной системы.

Б.3.5 Контроль, проверка и ревизия деятельности

В разделе устанавливают действующую систему или порядок внутреннего контроля и проверки деятельности, в т.ч. контроль за соблюдением технологии, а также кто, какое направление деятельности, в какие сроки и с какой периодичностью имеет право проверять.

Приложение В (рекомендуемое)

Рекомендации по разработке паспорта приемо-сдаточного пункта

В.1 Содержание паспорта ПСП

Паспорт содержит титульный лист, лист содержания и состоит из следующих разделов:

- общие сведения;

- состав ПСП;

- основная схема учета;

- резервная схема учета;

- аккредитованная испытательная (аналитическая) лаборатория.

В конце паспорта приводят информацию о составителе (начальнике ПСП) Форма титульного листа паспорта ПСП приведена на рисунке В.1

Рисунок В.1- Форма титульного листа паспорта ПСП

В.2 Содержание разделов

В.2.1 Общие сведения

В разделе указывается наименование, расположение, назначение и дата организации ПСП.

В.2.2 Состав ПСП

В разделе приводят краткую характеристику ПСП:

- перечисляют направления транспортировки нефтепродукта, указывают, по каким МНПП и на какие организации осуществляют прием-сдачу нефтепродукта;

- перечисляют основную и резервную схемы учета, которые применяют на ПСП, указывают методы определения количества и показателей качества нефтепродукта.

Приводят показатели физико-химических свойств нефтепродукта (в соответствии с таблицей В.1)

Таблица В.1 - Показатели физико-химических свойств нефтепродукта

В.2.3 Основная схема учета

В.2.3.1 В разделе приводят общую характеристику основной схемы учета.

В.2.3.2 Приводят параметры СИКН:

а) расход нефтепродукта через СИКН. м³/час (т/ч):

- минимальный;

- максимальный,

б) давление нефтепродукта, МПа:

- минимально допускаемое,

- максимально допускаемое.

В.2.3.3 Перечисляют основные режимы работы СИКН.

В.2.3.4 Указывают максимальную производительность ПР.

В.2.3.5 Перечисляют состав СИКН.

В.2.3.6 Дают характеристику технологической части СИКН:

- приводят состав БИЛ;

- указывают расположение фильтров (блока фильтров);

- приводят состав БИК;

- дают краткое описание ПУ, указывают способ проведения ее поверки.

В.2.3.7 Перечисляют установленное оборудование и СИ (в соответствии с таблицей В.2)

Таблица В.2 - Установленное на СИКН № ____________ оборудование и СИ

В.2.4 Резервная схема учета

В.2.4.1 В разделе указывают назначение резервуарного парка или СИКН, метод измерений массы нефтепродукта.

В.2.4.2 Приводят перечень оборудования и характеристики оборудования для измерения массы продукта динамическим методом.

В.2.4.3 Тип и номинальную вместимость резервуаров приводят в таблице. Отдельно указывают группу резервуаров, допущенных к проведению коммерческих операций.

В.2.4.4 Перечисляют установленное оборудование и СИ, применяемые при проведении учетных операций (в соответствии с таблицами В.3, В.4).

Таблица В.3 - Установленное на СИКН № ____________оборудование и СИ

Таблица В.4 - Оборудование и СИ, применяемое для учетных операций в резервуарном парке

В.2.5 Аккредитованная испытательная (аналитическая) лаборатория

В8.2.5.1 В разделе указывают соответствие лаборатории требованиям системы аккредитации испытательных (аналитических) лабораторий (центров), наличие аттестата аккредитации (номер аттестата, срок действия).

В.2.5.2 Перечисляют способы и периодичность отбора проб, методы анализа параметров качества нефтепродукта.

Приложение Г (рекомендуемое)

Перечень документов для разработки комплекта документации приемо-сдаточного пункта

Г.1 Основополагающие документы

К основополагающим документам относятся:

- Федеральный закон Российской Федерации от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании»;

- Федеральный закон Российской Федерации от 26.06.2008 № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»;

- Федеральный закон Российской Федерации от 23.11.2009 № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации»;

- Федеральный закон Российской Федерации от 21.07.1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»;

- Технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» (утв. постановлением Правительства Российской Федерации от 27.02.2008 № 118);

- ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

- ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации;

- Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП);

- ПОТ Р М-016-2001 (РД 153-34.0-03.150-00) Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок;

- Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Шестое и седьмое издания;

- Правила внутреннего трудового распорядка.

Г.2 Нормативные документы, методики поверки НД, методики поверки:

- ГОСТ Р 8.563-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений;

- ГОСТ Р 8.568-97 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация испытательного оборудования. Основные положения;

- ГОСТ Р 8.569-98 Государственная система обеспечения единства измерений. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов. Методика поверки.

- ГОСТ Р 8.580-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Определение и применение показателей прецизионности методов испытаний нефтепродуктов;

- ГОСТ Р 8.595-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений;

- ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром;

- ГОСТ Р 51105-97 Топлива для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный бензин. Технические условия;

- ГОСТ Р 51947-2002 Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии;

- ГОСТ Р 52050-2006 Топливо авиационное для газотурбинных двигателей ДжетА-1 (Jet А-1). Технические условия;

- ГОСТ Р 52368-2005 (ЕН 590:2004) Топливо дизельное ЕВРО. Технические условия;

- ГОСТ Р 52659-2006 Нефть и нефтепродукты. Методы ручного отбора проб;

- ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2006 Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий;

- ГОСТ 2.004-88 Единая система конструкторской документации. Общие требования к выполнению конструкторских и технологических документов на печатающих и графических устройствах вывода ЭВМ;

- ГОСТ 8.346-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки;

- ГОСТ 8.400-80 Государственная система обеспечения единства измерений. Мерники металлические образцовые. Методы и средства поверки;

- ГОСТ 8.417-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин;

- ГОСТ 8.570-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки;

- ГОСТ 33-2000 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости;

- ГОСТ 305-82 Топливо дизельное. Технические условия,

- ГОСТ 1437-75 Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы;

- ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение;

- ГОСТ 1756-2000 Нефтепродукты Методы определения давления насыщенных паров,

- ГОСТ 2177-99 Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава;

- ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Методы определения содержания воды;

- ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб;

- ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности;

- ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей;

- ГОСТ 10227-86 Топлива для реактивных двигателей. Технические условия;

- ГОСТ 20287-91 Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания;

- ГОСТ 26098-84 Нефтепродукты. Термины и определения;

- ГОСТ 30414-96 Весы для взвешивания транспортных средств в движении. Общие технические требования;

- ПМГ 65-2003 ГСИ. Цистерны железнодорожные. Общие требования к методикам поверки объемным методом;

- РМГ 29-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрология. Основные термины и определения;

- РД 50-156-79 Методические указания. Определение вместимости и градуировка железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до 30000 м³ геометрическим методом.

- РД 50-674-88 Методические указания. Метрологическое обеспечение количественного химического анализа. Основные положения;

- РД 153-39.4-001-96 Правила сдачи нефтепродуктов на нефтебазы, АЗС и склады ГСМ по отводам магистральных нефтепродукте проводов;

- РД 153-39.4-033-98 Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, транспортировании, хранении и отпуске на объектах магистральных нефтепродуктопроводов;

- РД 153-39.4-034-98 Инструкция по контролю и обеспечению сохранности качества нефтепродуктов на предприятиях трубопроводного транспорта;

- РД 153-39.4-041-99 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктепроводов;

- МИ 1317-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров;

- МИ 1972-95 Государственная система обеспечения единства измерений. Установки поверочные трубопоршневые. Методы поверки поверочными установками на базе весов ОГВ или мерников;

- МИ 2091-90 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения физических величин. Общие требования;

- МИ 2174-91 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения;

- МИ 2418-97 Государственная система обеспечения единства измерений. Классификация и применение технических средств испытаний нефти и нефтепродуктов;

- МИ 2440-97 Государственная система обеспечения единства измерений. Методы экспериментального определения и контроля характеристик погрешности измерительных каналов измерительных систем и измерительных комплексов;

- МИ 2644-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Денситометры SARASOTA модификации FD 950 и FD 960 фирмы «Onix Measurement Limited» (Великобритания);

- МИ 2775-2002 Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок метрологического обеспечения промышленной эксплуатации систем измерений количества и показателей качества нефти, трубопоршневых поверочных установок и средств измерений в их составе;

- МИ 2823-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефтепродуктов при у четно-расчетных операциях. Методика выполнения измерений ареометром. Программа (таблицы) приведения плотности нефтепродуктов к заданной температуре;

- МИ 2825-2003 Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию;

- МИ 2893-2004 Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Системы измерений количества и показателей качества нефти. Испытания с целью утверждения типа. Общие положения и организация работ в системе магистрального нефтепроводного транспорта ОАО «АК «Транснефть»;

- МИ 3002-2006 Государственная система обеспечения единства измерений. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок;

МИ 3275-2010 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение учета нефтепродуктов при их транспортировке по системе магистральных нефтепродуктопроводов. Основные положения;

- МВИ 2302-13М-2007 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефтепродуктов. Методика выполнения измерений цифровым денсиметром DMA 4500;

- ПР 50.2.006-94 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения поверки средств измерения;

- ТУ 38.001165-2003 Бензины автомобильные экспортные А-80, А-92, А-96. Технические условия;

- ТУ 38 1011348-2003 Топливо дизельное экологически чистое. Технические условия;

- ТУ 38.101656-2005 Топливо печное бытовое. Технические условия;

- ТУ 38.401-58-296-2005 Топливо дизельное автомобильное (ЕН 590). Технические условия;

- ТУ 38.401-58-171-96 Бензины автомобильные неэтилированные с улучшенными экологическими свойствами (городские). Технические условия;

- ТУ 38.101889-2004 Топливо дизельное зимнее Дзп с депрессорной присадкой. Технические условия;

- ТУ 38.301-19-155-2009 Топливо дизельное летнее. Технические условия;

- ТУ 38.401-58-110-94 Топливо дизельное экспортное. Технические условия;

- Руководство по расчету количества смеси разносортных нефтепродуктов при последовательной перекачке нефтепродуктов в разветвленных трубопроводах (утв. Госкомнефтепродуктом СССР от 08.12.1982);

- постановление Госснаба СССР от 26.03.1986 № 40 «Об утверждении норм естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировании»;

- Нормы естественной убыли нефтепродуктов при хранении (утв. приказом Минэнерго России от 13.08.2009 № 364);

- методики поверки, калибровки оборудования, в ходящего в состав СИКН, резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных судов, автоцистерны;

- методики (методы) измерений;

- документы, разработанные в организации.

Приложение Д (обязательное)

Перечень документов, наличие которых обязательно на приемо-сдаточном пункте

На ПСП необходимо наличие следующих документов:

- положение о ПСП;

- паспорт ПСП;

- паспорт пробозаборного устройства;

- доверенности на лиц, оформляющих приемо-сдаточные документы;

- приказы и распоряжения руководства организации об оформлении приемосдаточных документов;

- утвержденные основная и резервная схемы учета нефтепродукта;

- акты приема-сдачи и паспорта продукции (по одному экземпляру);

- акты об отказах технологического оборудования, СИ;

- акты проверки на герметичность запорной арматуры;

- акты измерений базовых высот;

- акт ввода СИКН в промышленную эксплуатацию;

- акты отключения СИКН;

- акты отключений СИ;

- копия экспертного заключения метрологической экспертизы проекта СИКН;

- копии графиков поверки (калибровки) СИ;

- графики КМХ СИ;

- графики проведения технического обслуживания и ремонта;

- график измерения базовых высот резервуаров,

- формуляры и (или) паспорта на СИКН и СИ;

- свидетельства о поверке СИ и СИКН;

- сертификаты калибровки СИ;

- свидетельство об аттестации программного обеспечения, формирующего акты приема- сдачи и отчетность по СИКН,

- протоколы поверки ПР, ПП, СОИ, ПУ;

- методики (методы) измерений массы нефтепродукта;

- градуировочные таблицы на резервуары,

- градуировочные таблицы на технологические трубопроводы ЛПДС, СИКН, отводы между сдающей и принимающей сторонами;

- журнал учета приемо-сдаточных актов;

- журналы КМХ СИ СИКН;

- журнал технического обслуживания;

- журнал регистрации показаний;

- журнал записи результатов испытаний нефтепродукта,

- журнал записи проведения испытаний нефтепродукта,

- журнал учета установки и снятия пломб;

- журнал регистрации телефонограмм;

- журнал проверки состояния условий труда;

- журнал проверки противогазов;

- журнал регистрации допуска для проведения профилактических и ремонтных работ;

- журнал учета СИ;

- вахтовый (сменный) журнал;

- технологические схемы СИКН, трубопроводов ЛПДС, узлов переключения ПУ;

- технологические карты по эксплуатации резервуаров;

- инструкция (руководство) по эксплуатации СИКН;

- эксплуатационная документация на СОИ (руководство пользователя, руководство администратора);

- планы ликвидации аварийных ситуаций;

- должностные инструкции персонала;

- инструкции по охране труда, промышленной и пожарной безопасности;

- перечень мест подлежащих опломбированию;

- перечень средств измерений, подлежащих поверке (калибровке),

- технологические карты технического обслуживания СИ СИКН.

Библиография

[1] РД 153-39 4-001-96 «Правила сдачи нефтепродуктов на нефтебазы, АЗС и склады ГСМ по отводам МНПП».

[2] РД 153-39.4-041-99 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктепроводов.

[3] Р 50.2.040-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения.

[4] Федеральный закон Российской Федерации от 26.06.2008 № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений».

[5] Положение о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации. Утверждено Постановлением Правительства Российской Федерации от 31 октября 2009 г. № 879.

[6] Постановление Правительства Российской Федерации от 21.12.2009 № 1039 «О порядке подключения нефтеперерабатывающих заводов к магистральным нефтепроводам и (или) нефтепродукте проводам и учета нефтеперерабатывающих заводов в Российской Федерации».

[7] Федеральный закон Российской Федерации от 23.11.2009 № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации».

[8] РД 50-156-79 Методические указания. Определение вместимости и градуировка железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до 30000 м³ геометрическим методом.

[9] ФР.1.29.2007.03643 Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефтепродуктов в железнодорожных цистернах. Методика выполнения измерений косвенным методом статических измерений в структурных подразделениях ОАО «АК «Транснефтепродукт»

[10] СНиП 23-05-95* Естественное и искусственное освещение

[11] ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

[12] ВППБ-01-03-07 Правила пожарной безопасности для предприятий АК «Транснефтепродукт»

[13] ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации

[14] Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП)

[15] ПОТ Р М-016-2001 (РД 153-34.0-03.150-00) Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок

[16] Федеральный закон Российской Федерации от 22.07.2008 г № 123-Ф3 «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности»

[17] Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Издания шестое и седьмое