---
title: "Без названия"
status: действует
canonical: "https://bukva.ai/docs/bez-nazvaniya-88"
---

## Без названия

# Документ 759


<div align="right">

<a id="p100001"></a>Введены в действие<br>
Приказом Федерального агентства<br>
по техническому регулированию<br>
и метрологии

</div>

<div align="center">

от 13 декабря 2011 г. N 1062-ст

</div>


<a id="p100002"></a>**РЕКОМЕНДАЦИИ ПО МЕЖГОСУДАРСТВЕННОЙ СТАНДАРТИЗАЦИИ**

<a id="p100003"></a>**ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ**

<a id="p100004"></a>**ПРИЕМО-СДАТОЧНЫЕ ПУНКТЫ НЕФТИ**

<a id="p100005"></a>**МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ**

<a id="p100006"></a>State system for ensuring the uniformity of measurements.
Acceptance points of oil.
Metrological and technical assurance

<div align="center">

<a id="p100007"></a>**РМГ 89-2010**

</div>


<div align="right">

<a id="p100008"></a>Группа Т85

<a id="p100009"></a>**ОКС 17.020**

<a id="p100010"></a>Дата введения

</div>

<div align="center">

1 января 2013 года

<a id="p100011"></a>Предисловие

</div>


<a id="p100012"></a>Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-2009 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Порядок разработки, принятия, применения, обновления и отмены".

<div align="center">

<a id="p100013"></a>Сведения о рекомендациях

</div>


1. <a id="p100014"></a>Разработаны Федеральным государственным унитарным предприятием "Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии" (ФГУП "ВНИИР").
2. <a id="p100015"></a>Внесены Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.
3. <a id="p100016"></a>Приняты Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 38 от 25 ноября 2010 г.).
<a id="p100017"></a>За принятие проголосовали:


| Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97 | Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97 | Сокращенное наименование национального органа по стандартизации |
| --- | --- | --- |
| Азербайджан | AZ | Азстандарт |
| Армения | AM | Минэкономики Республики Армения |
| Беларусь | BY | Госстандарт Республики Беларусь |
| Грузия | GE | Грузстандарт |
| Казахстан | KZ | Госстандарт Республики Казахстан |
| Молдова | MD | Молдова-Стандарт |
| Российская Федерация | RU | Росстандарт |
| Таджикистан | TJ | Таджикстандарт |
| Узбекистан | UZ | Узстандарт |
| Украина | UA | Госпотребстандарт Украины |


4. <a id="p100029"></a>Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 декабря 2011 г. N 1062-ст Рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 89-2010 введены в действие в качестве рекомендаций по метрологии Российской Федерации с 1 января 2013 г.
5. <a id="p100030"></a>Введены впервые.

<a id="p100031"></a>Информация об изменениях к настоящим рекомендациям публикуется в ежегодно издаваемом указателе "Руководящие документы, рекомендации и правила", а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты".
<a id="p100032"></a>В случае пересмотра (замены) или отмены настоящих рекомендаций соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе, тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет.

<div align="center">

<a id="p100033"></a>**1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ**

</div>


<a id="p100034"></a>Настоящие рекомендации распространяются на приемо-сдаточные пункты товарной нефти (далее - нефть), находящиеся в составе магистральных нефтепроводов, а также на их границах, на которых осуществляют прием от поставщиков и сдачу потребителям нефти и устанавливают основные положения по их метрологическому и техническому обеспечению.
<a id="p100035"></a>Рекомендации могут быть использованы организациями и предприятиями, осуществляющими приемо-сдаточные операции с жидкими углеводородами.

<div align="center">

<a id="p100036"></a>**2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ**

</div>


<a id="p100037"></a>В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
<a id="p100038"></a>ГОСТ 8.010-99 <1> Государственная система обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений. Основные положения
<a id="p100039"></a>ГОСТ 8.346-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки
<a id="p100040"></a>ГОСТ 8.510-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
<a id="p100041"></a>ГОСТ 8.570-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки
<a id="p100042"></a>ГОСТ 8.587-2006 <2> Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
<a id="p100043"></a>ГОСТ 8.600-2011 Государственная система обеспечения единства измерений. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов. Методика поверки
<a id="p100044"></a>ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
<a id="p100045"></a>ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности
<a id="p100046"></a>ГОСТ 31378-2009 <3> Нефть. Общие технические условия
<a id="p100047"></a>ГОСТ 31392-2009 <4> Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром
<a id="p100048"></a>ГОСТ ИСО/МЭК 17025-2006 <5> Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий

<a id="p100049"></a>

---

<a id="p100050"></a><1> На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 8.563-2009.
<a id="p100051"></a><2> На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 8.595-2004.
<a id="p100052"></a><3> На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 51858-2002.
<a id="p100053"></a><4> На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 51069-97.
<a id="p100054"></a><5> На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2006.

<a id="p100055"></a>*Примечание.* При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии 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 стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

<div align="center">

<a id="p100056"></a>**3. СОКРАЩЕНИЯ**

</div>


<a id="p100057"></a>В настоящих рекомендациях использованы следующие сокращения:
<a id="p100058"></a>БИК - блок измерений показателей качества нефти;
<a id="p100059"></a>БИЛ - блок измерительных линий;
<a id="p100060"></a>БФ - блок фильтров;
<a id="p100061"></a>ГНМЦ - Государственный научный метрологический центр;
<a id="p100062"></a>ИЛ - измерительная линия;
<a id="p100063"></a>КМХ - контроль метрологических характеристик;
<a id="p100064"></a>ЛВС - локальная вычислительная сеть;
<a id="p100065"></a>ЛПДС - линейная производственно-диспетчерская станция;
<a id="p100066"></a>МН - магистральный нефтепровод;
<a id="p100067"></a>МХ - метрологические характеристики;
<a id="p100068"></a>НД - нормативные документы;
<a id="p100069"></a>НПЗ - нефтеперерабатывающий завод;
<a id="p100070"></a>НПС - нефтеперекачивающая станция;
<a id="p100071"></a>ОЭН - отдел эксплуатации нефтепроводов;
<a id="p100072"></a>ПР - преобразователь расхода;
<a id="p100073"></a>ПСП - приемо-сдаточный пункт;
<a id="p100074"></a>ПУ - поверочная установка;
<a id="p100075"></a>РДП - районный диспетчерский пункт;
<a id="p100076"></a>РНУ - районное нефтепроводное управление;
<a id="p100077"></a>СИ - средство измерений;
<a id="p100078"></a>СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;
<a id="p100079"></a>СОИ - система сбора и обработки информации;
<a id="p100080"></a>ТЗ - техническое задание;
<a id="p100081"></a>ТТО - товарно-транспортный отдел;
<a id="p100082"></a>ЦППН - цех подготовки и перекачки нефти.

<div align="center">

<a id="p100083"></a>**4. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ**

</div>


<a id="p100084"></a>4.1. ПСП - пункт по учету количества и оценке качества нефти, на котором подразделения принимающей и сдающей нефть сторон выполняют операции приема-сдачи нефти.
<a id="p100085"></a>4.2. Основные задачи ПСП - обеспечение достоверности учета и контроля качества нефти, организационно-техническое обеспечение приемо-сдаточных операций.
<a id="p100086"></a>При выполнении приема-сдачи нефти на ПСП осуществляют:
- <a id="p100087"></a>круглосуточный учет количества принимаемой, перекачиваемой, находящейся в наличии и сдаваемой нефти с передачей информации диспетчерским и товарно-транспортным службам;
- <a id="p100088"></a>отбор проб из резервуаров и нефтепроводов СИКН, испытание нефти, хранение арбитражных проб;
- <a id="p100089"></a>оформление актов приема-сдачи нефти, паспортов качества, составление отчетов и передачу их товарно-транспортным службам;
- <a id="p100090"></a>контроль технологической схемы транспортирования нефти в пределах зоны ответственности сторон;
- <a id="p100091"></a>контроль параметров перекачиваемой нефти;
- <a id="p100092"></a>контроль условий эксплуатации средств измерений и оборудования в соответствии с техническими требованиями;
- <a id="p100093"></a>контроль МХ СИ в межповерочном интервале в процессе эксплуатации;
- <a id="p100094"></a>контроль доступа к СИ и изменения их МХ.
<a id="p100095"></a>4.3. ПСП осуществляет свою деятельность в соответствии с действующим законодательством, НД в области обеспечения единства измерений, положением о ПСП.

<div align="center">

<a id="p100096"></a>**5. СОСТАВ ПСП**

</div>



#### <a id="p100097"></a>5.1 В состав ПСП входят:

- <a id="p100098"></a>СИКН (основная схема учета с применением методов динамических измерений);
- <a id="p100099"></a>резервная схема учета;
- <a id="p100100"></a>аккредитованная испытательная (аналитическая) лаборатория;
- <a id="p100101"></a>операторная;
- <a id="p100102"></a>бытовые и вспомогательные помещения.
<a id="p100103"></a>5.2. В качестве резервной схемы учета применяют СИКН, меры вместимости (резервуары, танки наливных судов), меры полной вместимости (железнодорожные и автоцистерны).
<a id="p100104"></a>Резервная схема может принадлежать владельцу СИКН или другой стороне.
<a id="p100105"></a>5.3. В состав ПСП могут входить несколько СИКН при осуществлении операций приема-сдачи нефти по нескольким направлениям. В свою очередь, операции приема-сдачи нефти по одной СИКН могут выполнять несколько предприятий при условии заключения соглашения (договора) с владельцем и принимающей стороной.
<a id="p100106"></a>5.4. При наличии испытательной (аналитической) лаборатории у принимающей и сдающей сторон в состав ПСП включают лабораторию по соглашению сторон.

#### <a id="p100107"></a>5.5 Типовая структурная схема ПСП приведена в Приложении А.


<div align="center">

<a id="p100108"></a>**6. ОРГАНИЗАЦИЯ ПСП**

</div>


<a id="p100109"></a>6.1. Решение о создании ПСП принимают сдающая и принимающая нефть стороны.
<a id="p100110"></a>6.2. Проектирование объектов ПСП проводят на основании утвержденных заказчиком ТЗ на проектирование (или реконструкцию) ПСП, согласованных сдающей (или принимающей) нефть стороной.
<a id="p100111"></a>ТЗ на СИКН подлежит метрологической экспертизе с оформлением экспертного заключения.
<a id="p100112"></a>При разработке ТЗ на проектирование СИКН учитывают положения [1] и требования раздела 8 настоящих рекомендаций.
<a id="p100113"></a>6.3. Проектирование ПСП выполняют с учетом требований технических условий на подключение, выдаваемых стороной, к которой проводят подключение.
<a id="p100114"></a>Технические условия должны содержать требования по подключению технологических объектов, организации безопасной эксплуатации совмещенных участков, диспетчерского контроля и управления технологическими объектами, находящимися на стыке производств.
<a id="p100115"></a>6.4. Проект выполняют с учетом развития ЛВС объекта, автоматизации производства, организации отдельно выделенных каналов для селекторной связи диспетчерских служб сторон, передачи данных на верхний уровень предприятий (создание клиент-серверной архитектуры передачи данных на верхний уровень или осуществление интеграции в уже имеющуюся информационную систему предприятий).

#### <a id="p100116"></a>6.5 Основные параметры ПСП определяют с учетом:

- <a id="p100117"></a>планируемых объемов перекачки нефти с перспективой на 10 лет;
- <a id="p100118"></a>максимальных и минимальных режимов перекачки нефти за период времени 1 ч;
- <a id="p100119"></a>физико-химических свойств нефти.
<a id="p100120"></a>6.6. Состав СИ и оборудования на ПСП определяют в ТЗ, типы СИ и оборудования определяют в проекте.
<a id="p100121"></a>6.7. Ввод ПСП в эксплуатацию осуществляют на основании приказов владельца ПСП и сдающей (или принимающей) нефть стороны после ввода СИКН в эксплуатацию в соответствии с [2], аккредитации испытательной (аналитической) лаборатории и обеспечения СИКН эксплуатационной документацией.

<div align="center">

<a id="p100122"></a>**7. ТРЕБОВАНИЯ К ДОКУМЕНТАЦИИ**

</div>


<a id="p100123"></a>7.1. Предприятие - владелец ПСП разрабатывает и утверждает положение о ПСП. Положение должно содержать данные о структуре и составе, задачах и основных функциях, взаимодействии со службами предприятия, правах и ответственности ПСП. Типовая форма положения о ПСП приведена в Приложении Б.
<a id="p100124"></a>7.2. Предприятие - 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. Типовая форма паспорта ПСП приведена в Приложении В.
<a id="p100125"></a>7.3. Формы приемо-сдаточных актов, паспортов качества и отчетных документов должны соответствовать формам, оговоренным в договоре между принимающей и сдающей нефть сторонами.
<a id="p100126"></a>7.4. Ответственность за ведение документации ПСП возлагают на руководителя (ответственного за эксплуатацию) ПСП.
<a id="p100127"></a>7.5. Перечень документов, необходимых для наличия на ПСП (разрабатывают на основании перечня, приведенного в Приложении Г), утверждает руководитель организации - владельца ПСП и пересматривает по мере поступления новых документов, но не реже чем один раз в год. Перечень документов согласовывают с принимающей или сдающей стороной.

#### <a id="p100128"></a>7.6 Сроки хранения документов на ПСП:

- <a id="p100129"></a>журнал регистрации телефонограмм - три года;
- <a id="p100130"></a>акты приема-сдачи нефти, паспорта качества нефти - пять лет;
- <a id="p100131"></a>журнал учета приемо-сдаточных актов - пять лет;
- <a id="p100132"></a>журнал регистрации показаний СИКН (резервуаров) - пять лет;
- <a id="p100133"></a>журнал записи проведения испытаний нефти - один год;
- <a id="p100134"></a>журнал записи результатов испытаний нефти - пять лет;
- <a id="p100135"></a>доверенности на лиц, оформляющих приемо-сдаточные документы, - пять лет;
- <a id="p100136"></a>акты технического состояния СИ в составе СИКН - три года;
- <a id="p100137"></a>документы поверки - один год после окончания действия;
- <a id="p100138"></a>документы КМХ - один год после окончания межповерочного интервала;
- <a id="p100139"></a>журналы приема-сдачи смен, установки и снятия защитных пломб и другие документы, относящиеся к деятельности ПСП, - один год.
<a id="p100140"></a>7.7. Владелец ПСП организует архив и обеспечивает хранение документации. Доступ к документам, хранящимся в архиве, строго ограничен.

<div align="center">

<a id="p100141"></a>**8. ТРЕБОВАНИЯ К СИКН**

</div>



#### <a id="p100142"></a>8.1 Назначение СИКН

<a id="p100143"></a>СИКН предназначены для автоматизированных измерений массы нефти с погрешностью, не превышающей значений, установленных ГОСТ 8.587.

#### <a id="p100144"></a>8.2 Характеристика рабочей среды и состав СИКН


##### <a id="p100145"></a>8.2.1 Рабочая среда - нефть, соответствующая требованиям ГОСТ 31378.


##### <a id="p100146"></a>8.2.2 Характеристика рабочей среды:

- <a id="p100147"></a>температура (min - max), °C;
- <a id="p100148"></a>плотность (min - max), кг/м3;
- <a id="p100149"></a>вязкость (min - max), сСт;
- <a id="p100150"></a>массовая доля воды, %;
- <a id="p100151"></a>массовая доля механических примесей, %;
- <a id="p100152"></a>концентрация хлористых солей, мг/дм3;
- <a id="p100153"></a>давление насыщенных паров, кПа (мм. рт. ст.);
- <a id="p100154"></a>массовая доля серы, %;
- <a id="p100155"></a>массовая доля парафина, %;
- <a id="p100156"></a>выход фракций, %, до значений температуры:
<a id="p100157"></a>200 °C,
<a id="p100158"></a>300 °C,
<a id="p100159"></a>350 °C;
- <a id="p100160"></a>массовая доля сероводорода,  (ppm);
- <a id="p100161"></a>массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме,  (ppm);
- <a id="p100162"></a>рабочий диапазон давления (min - max), МПа;
- <a id="p100163"></a>рабочее давление, МПа;
- <a id="p100164"></a>расход нефти минимальный, т/ч (м3/ч);
- <a id="p100165"></a>расход нефти максимальный, т/ч (м3/ч).

##### <a id="p100166"></a>8.2.3 Состав СИКН:

- <a id="p100167"></a>БИЛ;
- <a id="p100168"></a>БИК;
- <a id="p100169"></a>СОИ;
- <a id="p100170"></a>пробозаборное устройство по ГОСТ 2517;
- <a id="p100171"></a>блок ПУ;
- <a id="p100172"></a>узел подключения передвижной ПУ;
- <a id="p100173"></a>БФ (при отсутствии в составе измерительных линий);
- <a id="p100174"></a>система дренажа и канализации;
- <a id="p100175"></a>узел регулирования давления (при необходимости);
- <a id="p100176"></a>узел регулирования расхода через ПУ (при необходимости);
- <a id="p100177"></a>для предприятий добычи - устройство индикации наличия свободного газа в нефти.

##### <a id="p100178"></a>8.2.4 Режим работы СИКН может быть постоянным или периодическим.


#### <a id="p100179"></a>8.3 Требования к функциональным возможностям СИКН


##### <a id="p100180"></a>8.3.1 СИКН обеспечивает определение массы нефти (в тоннах).


##### <a id="p100181"></a>8.3.2 Основные функции СИКН:


###### <a id="p100182"></a>8.3.2.1 Основные функции СИКН с преобразователями массового расхода:

- <a id="p100183"></a>измерения массы нефти по каждой ИЛ;
- <a id="p100184"></a>определение массы нефти по СИКН в целом.

###### <a id="p100185"></a>8.3.2.2 Основные функции СИКН с преобразователями объемного расхода:

- <a id="p100186"></a>измерения объема нефти с помощью преобразователей расхода, давления и температуры;
- <a id="p100187"></a>измерения плотности нефти с помощью поточных преобразователей плотности, давления и температуры;
- <a id="p100188"></a>определение массы нефти по каждой ИЛ одним из следующих способов:
<a id="p100189"></a>1-й - по результатам измерений объема нефти по каждой ИЛ и плотности нефти и приведения измеренных значений к стандартным условиям;
<a id="p100190"></a>2-й - по результатам измерений объема нефти по каждой ИЛ и плотности нефти, приведенной к условиям измерений объема;
- <a id="p100191"></a>определение массы нефти по СИКН в целом.
<a id="p100192"></a>8.3.2.3. Автоматизированное или ручное управление ИЛ (включение, выключение, поддержание заданного расхода).
<a id="p100193"></a>8.3.2.4. Автоматизированное или ручное управление расходом нефти через БИК.

###### <a id="p100194"></a>8.3.2.5 Автоматический отбор объединенной пробы (по согласованию сдающей и принимающей сторон):

- <a id="p100195"></a>пропорционально объему перекачиваемой за смену нефти;
- <a id="p100196"></a>пропорционально времени.

###### <a id="p100197"></a>8.3.2.6 Ручной отбор точечной пробы.

<a id="p100198"></a>8.3.2.7. Автоматизированное и ручное выполнение поверки и КМХ ПР с помощью ПУ без нарушения работы СИКН. Формирование и печать протоколов поверки и КМХ ПР.
<a id="p100199"></a>8.3.2.8. 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 нефти.

###### <a id="p100200"></a>8.3.2.9 Автоматический контроль, индикация и сигнализация предельных значений параметров:

- <a id="p100201"></a>расхода нефти по каждой ИЛ и в БИК;
- <a id="p100202"></a>плотности нефти;
- <a id="p100203"></a>температуры по каждой ИЛ и в БИК;
- <a id="p100204"></a>давления по каждой ИЛ и в БИК;
- <a id="p100205"></a>массовой доли воды;
- <a id="p100206"></a>вязкости (при наличии вискозиметра);
- <a id="p100207"></a>перепада давления на фильтрах;
- <a id="p100208"></a>наличия свободного газа в нефти (при наличии в проекте данного прибора).
<a id="p100209"></a>8.3.2.10. Индикация и автоматическое обновление данных измерений массы, объема, расхода по каждой ИЛ и СИКН в целом, значений температуры, давления в БИЛ и БИК, плотности, массовой доли воды, вязкости (при наличии вискозиметра) с вызовом на дисплей по требованию.
<a id="p100210"></a>8.3.2.11. Определение массы балласта по данным испытательной (аналитической) лаборатории и по результатам измерений с помощью поточных (лабораторных) анализаторов качества нефти.
<a id="p100211"></a>8.3.2.12. Регистрация результатов измерений и вычислений, их хранение и передача в системы верхнего уровня.
<a id="p100212"></a>8.3.2.13. 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.
<a id="p100213"></a>8.3.2.14. Учет и формирование журнала событий СИКН (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов).

#### <a id="p100214"></a>8.4 Требования к составным частям СИКН


##### <a id="p100215"></a>8.4.1 Блок измерительных линий (БИЛ)

<a id="p100216"></a>8.4.1.1. БИЛ рекомендуется располагать в помещении, в котором предусмотрены механическая вытяжная вентиляция (с 1,5-кратным обменом) и автоматическая аварийная приточная вентиляция (с 8-кратным обменом), автоматическая система пожаротушения, контроль загазованности, а также соответствующая световая и звуковая сигнализация в БИЛ и в операторной.

###### <a id="p100217"></a>8.4.1.2 БИЛ состоит из:

- <a id="p100218"></a>входного и выходного коллекторов;
- <a id="p100219"></a>коллектора к ПУ;
- <a id="p100220"></a>ИЛ (рабочие, резервные и контрольно-резервная);
- <a id="p100221"></a>дренажной системы.
<a id="p100222"></a>Число резервных линий - не менее 30% числа рабочих.

###### <a id="p100223"></a>8.4.1.3 В состав ИЛ с преобразователями объемного расхода входят:

- <a id="p100224"></a>запорная арматура на входе ИЛ;
- <a id="p100225"></a>фильтр тонкой очистки с быстросъемной крышкой, дренажным и воздушным кранами (если не предусмотрен отдельный БФ);
- <a id="p100226"></a>преобразователь объемного расхода с пределами допускаемой относительной погрешности в рабочем диапазоне +/- 0,15% в комплекте со струевыпрямителем или прямыми участками до и после ПР (в соответствии с требованиями завода - изготовителя ПР);
- <a id="p100227"></a>преобразователь температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,2 °C и термокарман для стеклянного термометра за прямым участком после ПР;
- <a id="p100228"></a>преобразователь давления и манометр с пределами допускаемой относительной погрешности +/- 0,6% (за прямым участком после ПР);
- <a id="p100229"></a>запорная арматура с гарантированным перекрытием потока и контролем протечек на выходе линии;
- <a id="p100230"></a>запорная арматура с гарантированным перекрытием потока и контролем протечек на выходе к ПУ;
- <a id="p100231"></a>регулятор расхода на выходе линии (при необходимости);
- <a id="p100232"></a>шаровой кран для дренажа за прямым участком после ПР (в случае конструктивной необходимости);
- <a id="p100233"></a>шаровой кран-воздушник на входе линии (при отсутствии фильтра на измерительной линии).
<a id="p100234"></a>В случае подключения ПУ до блока ИЛ запорную арматуру с гарантированным перекрытием потока и контролем протечек предусматривают на входе измерительной линии, на входе в коллектор к ПУ, а также на входе контрольно-резервной ИЛ.

###### <a id="p100235"></a>8.4.1.4 В состав ИЛ с преобразователями массового расхода входят:

- <a id="p100236"></a>запорная арматура на входе ИЛ;
- <a id="p100237"></a>фильтр тонкой очистки с быстросъемной крышкой, дренажным и воздушным кранами (если не предусмотрен отдельный БФ);
- <a id="p100238"></a>преобразователь массового расхода с пределами допускаемой относительной погрешности в рабочем диапазоне +/- 0,25%;
- <a id="p100239"></a>преобразователь давления и манометр с пределами допускаемой относительной погрешности +/- 0,6%;
- <a id="p100240"></a>запорная арматура с гарантированным перекрытием потока и контролем протечек на выходах ИЛ в коллектор и к ПУ;
- <a id="p100241"></a>регулятор расхода на выходе ИЛ (при необходимости);
- <a id="p100242"></a>шаровой кран для дренажа;
- <a id="p100243"></a>шаровой кран-воздушник.
<a id="p100244"></a>8.4.1.5. На выходном коллекторе устанавливают манометр и преобразователь давления с пределами допускаемой относительной погрешности +/- 1,0%, карман для термометра и преобразователь температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,2 °C.
<a id="p100245"></a>8.4.1.6. Запорную арматуру с условным диаметром более 150 мм рекомендуется оснащать электроприводом.
<a id="p100246"></a>8.4.1.7. Дренажную систему БИЛ выбирают закрытого типа. Обеспечивают контроль протечек в дренажной системе (или дренажных кранов).

##### <a id="p100247"></a>8.4.2 Блок измерений показателей качества нефти (БИК)

<a id="p100248"></a>8.4.2.1. БИК располагают в отапливаемом помещении с автоматическим регулированием температуры в заданных пределах, вентиляцией и освещением (освещенность не менее 100 лк), с контролем загазованности и пожарной сигнализацией.
<a id="p100249"></a>8.4.2.2. Нефть в БИК отбирают через пробоотборное устройство в соответствии с ГОСТ 2517.

###### <a id="p100250"></a>8.4.2.3 В БИК устанавливают:

- <a id="p100251"></a>поточные преобразователи плотности (рабочий и резервный) с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,36 кг/м3;
- <a id="p100252"></a>поточные преобразователи влагосодержания (рабочий и резервный) с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,1% для контроля наличия воды;
- <a id="p100253"></a>при необходимости - поточные вискозиметры (рабочий и резервный) с пределами допускаемой относительной погрешности +/- 1,0% (допускается не включать вискозиметры в состав БИК в случае применения ПР, на погрешность измерений которых не влияет изменение вязкости в установленных пределах);
- <a id="p100254"></a>преобразователь температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,2 °C и термокарман для стеклянного термометра;
- <a id="p100255"></a>манометр и преобразователь давления с пределами допускаемой относительной погрешности +/- 0,6%;
- <a id="p100256"></a>автоматические пробоотборники в соответствии с ГОСТ 2517, обеспечивающие отбор проб по заданной программе, с герметичными контейнерами вместимостью не менее 3 л (рабочий и резервный);
- <a id="p100257"></a>устройство для ручного отбора точечных проб в соответствии с ГОСТ 2517;
- <a id="p100258"></a>циркуляционные насосы (рабочий и резервный), обеспечивающие требуемый расход нефти через БИК (в случае насосной схемы);
- <a id="p100259"></a>расходомер (ПР);
- <a id="p100260"></a>при необходимости - регулятор расхода нефти через БИК;
- <a id="p100261"></a>при необходимости - систему промывки поточных преобразователей;
- <a id="p100262"></a>при необходимости - фильтры (рабочий и резервный).
<a id="p100263"></a>8.4.2.4. В состав БИК могут быть включены дополнительные СИ показателей качества нефти (анализаторы содержания соли, серы) и устройство определения свободного газа.
<a id="p100264"></a>В БИК предусматривают:
- <a id="p100265"></a>узел для подключения пикнометрической установки рядом с преобразователями плотности;
- <a id="p100266"></a>место для выполнения измерений плотности нефти ареометром.
<a id="p100267"></a>8.4.2.5. При измерениях массы нефти прямым методом динамических измерений допускается не включать поточный плотномер в состав БИК, при этом предусматривают место подключения преобразователя плотности для проведения поверки и КМХ преобразователей массового расхода (при отсутствии в составе ПУ преобразователей плотности).
<a id="p100268"></a>8.4.2.6. Демонтаж любого преобразователя плотности, влагосодержания и других СИ не должен нарушать режим работы БИК.
<a id="p100269"></a>8.4.2.7. Дренажную систему выбирают закрытого типа. В верхних точках технологической обвязки предусматривают шаровые краны-воздушники.

##### <a id="p100270"></a>8.4.3 Требования к системе сбора и обработки информации (СОИ)


###### <a id="p100271"></a>8.4.3.1 СОИ:

- <a id="p100272"></a>принимает и обрабатывает сигналы в импульсной, аналоговой и цифровой формах в диапазоне значений, соответствующем диапазону преобразователей;
- <a id="p100273"></a>обеспечивает сбор, обработку, отображение, регистрацию информации по учету нефти;
- <a id="p100274"></a>при необходимости принимает и отображает в реальном времени данные с СИ, не участвующих в учетных операциях;
- <a id="p100275"></a>управляет режимами работы СИКН;
- <a id="p100276"></a>контролирует диапазон измеряемых величин и при выходе значения сигнала за пределы рабочего диапазона обеспечивает отработку аварийных действий (переход на резервную линию, сигнализация аварийного состояния, включение вентиляции БИК и т.п.);
- <a id="p100277"></a>выполняет функции вторичной аппаратуры стационарной ПУ.

###### <a id="p100278"></a>8.4.3.2 СОИ обеспечивает выполнение функций СИКН согласно 8.3.2.


###### <a id="p100279"></a>8.4.3.3 СОИ обеспечивает хранение архивов информации:

- <a id="p100280"></a>протокол событий, тренды - 1 мес;
- <a id="p100281"></a>отчеты за 2 ч, смену, сутки - 3 мес;
- <a id="p100282"></a>месячные отчеты - 1 год;
- <a id="p100283"></a>паспорта качества, акты приема-сдачи - 3 мес.

###### <a id="p100284"></a>8.4.3.4 Обеспечение доступа

<a id="p100285"></a>СОИ обеспечивает поименную регистрацию пользователей с возможностью предоставления (отмены) доступа к тому или иному закрытому ресурсу (просмотр и печать отчетной документации, паспортов качества, актов приема-сдачи, изменение отчетной документации, управление технологическим оборудованием и т.д.) для каждого пользователя (группы пользователей).
<a id="p100286"></a>Возможность изменения списка доступов для пользователя (группы пользователей) предоставляют только пользователю, зарегистрированному в системе с правами администратора.
<a id="p100287"></a>СОИ обеспечивает два уровня доступа: первый уровень - доступ к изменению технологических (конфигурационных) настроек и параметров оборудования СИКН; второй уровень - изменение МХ СИ СИКН. Изменение регистрационной информации соответствующего уровня доступа допускается после регистрации на данном уровне и только для данного уровня.
<a id="p100288"></a>Изменение МХ СИ СИКН проводит только пользователь, зарегистрированный в системе с правами поверителя. Для обеспечения повышенной защиты МХ СИ рекомендуется использовать внешние носители для хранения учетной записи поверителя (дискета, CD-ROM, устройства USB). Порядок хранения внешних "ключевых" носителей определяет территориальное подразделение Госстандарта России.
<a id="p100289"></a>8.4.3.5. Программное обеспечение СОИ должно иметь резервные архивные копии на компакт-диске.
<a id="p100290"></a>8.4.3.6. СОИ обеспечивают источником бесперебойного питания, гарантирующим работу СОИ в течение 2 ч.

##### <a id="p100291"></a>8.4.4 Блок поверочной установки (ПУ)


###### <a id="p100292"></a>8.4.4.1 ПУ обеспечивает:

- <a id="p100293"></a>поверку первичных ПР на месте эксплуатации без нарушения режимов перекачки нефти;
- <a id="p100294"></a>при смене режимов ПУ - гарантированное перекрытие потока с местным и дистанционным контролем протечек;
- <a id="p100295"></a>производительность, достаточную для поверки ПР во всем диапазоне эксплуатации преобразователей.
<a id="p100296"></a>Максимальное рабочее давление ПУ - не менее максимального рабочего давления СИКН.

###### <a id="p100297"></a>8.4.4.2 Вторичная аппаратура ПУ обеспечивает:

- <a id="p100298"></a>в автоматизированном режиме переключение и настройку режимов ПУ;
- <a id="p100299"></a>автоматическую обработку результатов измерений и оформление протоколов поверки и КМХ ПР;
- <a id="p100300"></a>автоматизированную обработку результатов измерений и оформление протоколов поверки ПУ.
<a id="p100301"></a>Функции вторичной аппаратуры стационарной ПУ рекомендуется выполнять с помощью СОИ.

###### <a id="p100302"></a>8.4.4.3 На входе и выходе ПУ устанавливают:

- <a id="p100303"></a>преобразователь температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,2 °C и термокарман для стеклянного термометра;
- <a id="p100304"></a>манометр и преобразователь давления с пределами допускаемой относительной погрешности +/- 0,6%.
<a id="p100305"></a>8.4.4.4. Пределы допускаемой относительной погрешности ПУ должны соответствовать требованиям ГОСТ 8.510.
<a id="p100306"></a>8.4.4.5. В блоке ПУ, не оснащенном стационарными средствами поверки, предусматривают технологическую обвязку для подключения передвижной ПУ 1-го разряда.
<a id="p100307"></a>При поверке ПУ поверочными установками с применением весов и мерника предусматривают систему промывки ПУ от нефти.
<a id="p100308"></a>8.4.4.6. Дренажную систему ПУ выбирают закрытого типа. Обеспечивают контроль протечек в дренажной системе (или дренажных кранах) или герметичность перекрытия дренажной системы при работе ПУ.
<a id="p100309"></a>8.4.4.7. ПУ рекомендуется располагать в отапливаемом закрытом помещении с приточно-вытяжной вентиляцией и освещением, контролем загазованности и пожара.

##### <a id="p100310"></a>8.4.5 Блок фильтров (БФ)

<a id="p100311"></a>8.4.5.1. БФ обеспечивает очистку нефти от посторонних механических включений во всем диапазоне работы СИКН.
<a id="p100312"></a>8.4.5.2. Блок состоит не менее чем из двух фильтров очистки нефти. Один фильтр обеспечивает производительность работы СИКН в рабочем диапазоне расхода (фильтр, входящий в состав ИЛ, обеспечивает производительность работы ПР в рабочем диапазоне расхода).
<a id="p100313"></a>8.4.5.3. Фильтры освобождают от нефти при проведении их ревизии через дренажную систему. Фильтры рекомендуется укомплектовывать быстросъемными крышками или самоочищающимися фильтрами, преобразователями перепада давления и манометрами с пределами допускаемой относительной погрешности +/- 1,0%.

<div align="center">

<a id="p100314"></a>**9. РЕЗЕРВНАЯ СХЕМА УЧЕТА**

</div>



#### <a id="p100315"></a>9.1 СИКН

<a id="p100316"></a>9.1.1. Требования к СИКН, используемым в резервной схеме учета, должны соответствовать разделу 8 настоящих рекомендаций.

#### <a id="p100317"></a>9.2 Резервуары

<a id="p100318"></a>9.2.1. Число резервуаров, используемых в резервной схеме учета, определяют в проекте.
<a id="p100319"></a>9.2.2. Технологическая обвязка и запорная арматура резервуаров должны быть герметичны и не допускать утечек нефти. Должна быть предусмотрена возможность проверки герметичности запорной арматуры.
<a id="p100320"></a>9.2.3. Резервуарные емкости ПСП, используемые в качестве резервной схемы, оснащают стационарными СИ уровня нефти и подтоварной воды с выводом информации на верхний уровень.
<a id="p100321"></a>9.2.4. Резервуары должны иметь градуировочные таблицы, утвержденные государственной метрологической службой или аккредитованной на право поверки метрологической службой юридического лица. Вместимость резервуаров определяют по ГОСТ 8.570, ГОСТ 8.346 и [3].

##### <a id="p100322"></a>9.2.5 В целях автоматизации учета нефти резервуары оснащают:

- <a id="p100323"></a>стационарными уровнемерами с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 3 мм;
- <a id="p100324"></a>стационарными многоточечными преобразователями температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,5 °С;
- <a id="p100325"></a>стационарными пробоотборниками по ГОСТ 2517.
<a id="p100326"></a>Допускается применять в качестве резервных СИ:
- <a id="p100327"></a>переносные СИ уровня;
- <a id="p100328"></a>переносные преобразователи температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,2 °C или термометры с пределом допускаемой абсолютной погрешности 0,2 °C (температуру определяют в точечных пробах или на заданном уровне).
<a id="p100329"></a>9.2.6. Плотность нефти в резервуаре определяют переносным СИ плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,5 кг/м3 или в лаборатории согласно ГОСТ 3900, ГОСТ 31392 и [4] по объединенной пробе, отобранной по ГОСТ 2517. Допускаются определение плотности поточными преобразователями плотности и автоматический отбор проб в соответствии с ГОСТ 2517 из трубопровода за время закачки или откачки резервуара.
<a id="p100330"></a>9.2.7. Рекомендуется учет по резервуарам осуществлять измерительными системами определения количества нефти в резервуарах в составе:
- <a id="p100331"></a>канала измерений уровня нефти на базе уровнемеров с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 3 мм;
- <a id="p100332"></a>канала измерений уровня подтоварной воды на базе уровнемеров с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 10 мм;
- <a id="p100333"></a>канала измерений плотности на базе поточных преобразователей плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,5 кг/м3;
- <a id="p100334"></a>канала измерений температуры нефти на базе преобразователей температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,5 °C;
- <a id="p100335"></a>устройства обработки информации с пределами относительной погрешности при определении массы нефти +/- 0,1%.
<a id="p100336"></a>9.2.8. Применяемые СИ должны иметь действующие свидетельства о поверке.
<a id="p100337"></a>9.2.9. Погрешность измерений массы нефти с применением резервуаров в качестве мер вместимости должна соответствовать требованиям ГОСТ 8.587.

#### <a id="p100338"></a>9.3 Железнодорожные цистерны. Автоцистерны


##### <a id="p100339"></a>9.3.1 В резервной схеме учета массу нефти в железнодорожных цистернах и автоцистернах определяют по:

- <a id="p100340"></a>результатам взвешивания на железнодорожных и автомобильных весах;
- <a id="p100341"></a>результатам измерений в наливном пункте с помощью резервуаров;
- <a id="p100342"></a>результатам измерений в железнодорожных цистернах и автоцистернах.
<a id="p100343"></a>9.3.2. Железнодорожные цистерны и автоцистерны могут быть использованы для измерений массы нефти как меры полной вместимости. Вместимость железнодорожных цистерн определяют по [5], автоцистерн - по ГОСТ 8.600.
<a id="p100344"></a>9.3.3. Плотность нефти в цистерне определяют переносным СИ плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,5 кг/м3 или в лаборатории согласно ГОСТ 3900, ГОСТ 31392 и [4] по объединенной пробе, отобранной по ГОСТ 2517.
<a id="p100345"></a>Температуру измеряют переносным преобразователем температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,2 °C или термометром с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,2 °C в точечных пробах.
<a id="p100346"></a>9.3.4. Применяемые СИ должны иметь действующие свидетельства о поверке.
<a id="p100347"></a>9.3.5. Погрешность измерений массы нефти при использовании железнодорожных цистерн и автоцистерн как мер полной вместимости должна соответствовать требованиям ГОСТ 8.587.

#### <a id="p100348"></a>9.4 Танки наливных судов

<a id="p100349"></a>9.4.1. В резервной схеме учета массу нефти, отпущенную на речные и морские наливные суда, определяют по:
- <a id="p100350"></a>данным градуировочных таблиц береговых резервуаров нефтебаз;
- <a id="p100351"></a>результатам измерений в танках наливных судов.
<a id="p100352"></a>9.4.2. Танки наливных судов могут быть использованы для измерений массы нефти как меры вместимости. Танки должны иметь градуировочные таблицы, утвержденные в установленном порядке. Вместимость танков определяют с использованием поправочного множителя, рассчитанного по [6].
<a id="p100353"></a>9.4.3. Плотность нефти в танках определяют в лаборатории согласно ГОСТ 3900, ГОСТ 31392 и [4] по объединенной пробе, отобранной по ГОСТ 2517.
<a id="p100354"></a>Допускается определение плотности поточным плотномером и автоматический отбор проб в соответствии с ГОСТ 2517 из трубопровода за время закачки танка.
<a id="p100355"></a>Температуру в точечных пробах измеряют переносным преобразователем температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,2 °C или термометром с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,2 °C.
<a id="p100356"></a>9.4.4. Применяемые СИ должны иметь действующие свидетельства о поверке.
<a id="p100357"></a>9.4.5. Погрешность измерений массы нефти с применением танков наливных судов в качестве мер вместимости должна соответствовать требованиям ГОСТ 8.587.

<div align="center">

<a id="p100358"></a>**10. ИСПЫТАТЕЛЬНАЯ (АНАЛИТИЧЕСКАЯ) ЛАБОРАТОРИЯ**

</div>


<a id="p100359"></a>10.1. Испытательная (аналитическая) лаборатория, выполняющая испытания нефти при приемо-сдаточных операциях, должна быть аккредитована в порядке, установленном Госстандартом России. При этом должны быть учтены требования ГОСТ ИСО/МЭК 17025.
<a id="p100360"></a>10.2. Главными функциями испытательной лаборатории являются проведение с требуемой точностью испытаний нефти (в области, установленной аттестатом аккредитации) на соответствие требованиям ГОСТ 31378, а также определение физико-химических показателей качества нефти в целях контроля технологических режимов и функционирования автоматизированных средств учета нефти.
<a id="p100361"></a>10.3. Результаты испытаний нефти оформляют "Паспортом качества нефти" по формам, установленным [7].
<a id="p100362"></a>Испытательная лаборатория должна иметь:
- <a id="p100363"></a>квалифицированный инженерный персонал и лаборантов в количестве, достаточном для выполнения всего объема работ, возложенных на лабораторию;
- <a id="p100364"></a>помещения, соответствующие установленным требованиям и нормам;
- <a id="p100365"></a>оборудование (технические средства) всех видов, необходимое для проведения испытаний проб нефти, для контроля внешних условий, а также соответствующее метрологическое и техническое обслуживание;
- <a id="p100366"></a>стандартные образцы, химические реактивы, материалы и вещества, необходимые для выполнения испытаний в соответствии с требованиями документов на методы испытаний;
- <a id="p100367"></a>актуализированные нормативные и методические документы, допущенные к применению в установленном порядке;
- <a id="p100368"></a>систему регистрации и прохождения проб нефти;
- <a id="p100369"></a>систему контроля качества результатов испытаний;
- <a id="p100370"></a>графики отбора проб нефти;
- <a id="p100371"></a>графики поверки СИ, аттестации испытательного оборудования и проверки технических характеристик вспомогательного лабораторного оборудования;
- <a id="p100372"></a>систему управления данными и отчетности о результатах испытаний (измерений);
- <a id="p100373"></a>программное обеспечение для обработки, регистрации, оформления отчетности и хранения информации.
<a id="p100374"></a>10.4. В лаборатории для испытаний нефти применяют СИ, тип которых утвержден и внесен в государственный реестр средств измерений в соответствии с [8], поверенные согласно [9].
<a id="p100375"></a>Испытательное оборудование аттестуют в соответствии с требованиями <1>, указанными производителем в технической документации на конкретные виды оборудования.

<a id="p100376"></a>

---

<a id="p100377"></a><1> На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 8.568-97.

<a id="p100378"></a>Вновь разрабатываемые и пересматриваемые методики выполнения измерений показателей качества нефти должны соответствовать требованиям ГОСТ 8.010.
<a id="p100379"></a>10.5. При лаборатории должно быть помещение для хранения арбитражных проб.

<div align="center">

<a id="p100380"></a>**11. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПЕРЕДАЧИ ИНФОРМАЦИИ**

</div>



#### <a id="p100381"></a>11.1 Общие требования

<a id="p100382"></a>11.1.1. Передачу данных учетных операций с ПСП на верхний уровень предприятий принимающей и сдающей сторон обеспечивают непрерывно.
<a id="p100383"></a>11.1.2. Пропускная способность канала должна обеспечивать передачу необходимого объема информации в установленное время.
<a id="p100384"></a>11.1.3. Передачу данных по выделенному каналу проводят с использованием технологии, принятой в головном предприятии, осуществляющем централизованный сбор данных.
<a id="p100385"></a>Для передачи данных с ПСП на верхний уровень предприятий принимающей и сдающей сторон используют интерфейс Ethernet, транспортный протокол IP.

#### <a id="p100386"></a>11.2 Организация передачи данных

<a id="p100387"></a>11.2.1. 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.
<a id="p100388"></a>11.2.2. Каналы передачи данных защищают от несанкционированного доступа к данным и возможности их искажения.

#### <a id="p100389"></a>11.3 Основные требования к технологии передачи данных

<a id="p100390"></a>11.3.1. Сбор данных со схем учета, корректировку или ручной ввод данных (например, параметров показателей качества нефти) и формирование передаваемой информации осуществляют посредством программного обеспечения верхнего уровня ПСП.
<a id="p100391"></a>11.3.2. Действия по корректировке или ручному вводу данных проводят при одновременном совместном доступе принимающей и сдающей нефть сторон в программное обеспечение ПСП.
<a id="p100392"></a>11.3.3. Информация может быть передана на уровень филиалов головных предприятий для оперативного диспетчерского контроля и управления технологическим процессом приемо-сдаточных операций и перекачкой нефти совместно с технологической информацией по каналам телемеханической связи или по выделенному каналу.

#### <a id="p100393"></a>11.4 Данные, обязательные для передачи в автоматическом режиме

<a id="p100394"></a>В состав передаваемой информации включают следующие данные:
- <a id="p100395"></a>мгновенный расход нефти;
- <a id="p100396"></a>объем нефти по каждой ИЛ (для СИКН с преобразователями объемного расхода);
- <a id="p100397"></a>объем нефти по СИКН в целом, приведенный к стандартным условиям (для СИКН с преобразователями объемного расхода);
- <a id="p100398"></a>массу нефти;
- <a id="p100399"></a>плотность, температуру и давление нефти в рабочих условиях;
- <a id="p100400"></a>плотность, приведенную к условиям измерения объема;
- <a id="p100401"></a>плотность, приведенную к стандартным условиям;
- <a id="p100402"></a>показатели качества нефти (массовую долю воды, вязкость при наличии вискозиметра);
- <a id="p100403"></a>отчеты двухчасовые, сменные и суточные;
- <a id="p100404"></a>акты приема-сдачи нефти;
- <a id="p100405"></a>паспорта качества нефти.

#### <a id="p100406"></a>11.5 Периодичность передачи обязательных данных

<a id="p100407"></a>11.5.1. Информацию передают в масштабе реального времени (текущие данные).
<a id="p100408"></a>11.5.2. Данные информации в виде значений, усредненных за 2 ч, передают с периодичностью один раз в 2 ч.
<a id="p100409"></a>11.5.3. Данные отчетной информации (после формирования паспортов качества нефти и актов приема-сдачи) передают с периодичностью один раз в смену, сутки.

<div align="center">

<a id="p100410"></a>**12. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ПСП**

</div>



#### <a id="p100411"></a>12.1 Для обеспечения функционирования ПСП операторную и лабораторию оборудуют системами:

- <a id="p100412"></a>электроснабжения;
- <a id="p100413"></a>теплоснабжения;
- <a id="p100414"></a>водоснабжения;
- <a id="p100415"></a>хозяйственно-бытовой канализации (лабораторию - дополнительно системой производственной канализации);
- <a id="p100416"></a>вентиляции;
- <a id="p100417"></a>связи;
- <a id="p100418"></a>сигнализации пожарной опасности;
- <a id="p100419"></a>ЛВС.
<a id="p100420"></a>12.2. Допускается размещать рабочие места оперативного персонала в помещениях операторных, местных диспетчерских пунктов ЦППН, ЛПДС и других цехов при условии выполнения нормативных требований к размещению СОИ и персонала.

#### <a id="p100421"></a>12.3 Владелец ПСП обеспечивает в операторной:

- <a id="p100422"></a>рабочие места дежурного персонала сдающей и принимающей сторон;
- <a id="p100423"></a>шкафы с ограничением свободного доступа для хранения документации;
- <a id="p100424"></a>шкафы для одежды, средств индивидуальной защиты;
- <a id="p100425"></a>комнату приема пищи;
- <a id="p100426"></a>связь (междугородную, факс, резервную с диспетчерскими службами сторон) на договорной основе.
<a id="p100427"></a>12.4. Начальника ПСП (инженера ПСП) обеспечивают отдельным служебным помещением с телефонной связью.
<a id="p100428"></a>12.5. При удаленности испытательной (аналитической) лаборатории от СИКН и резервуаров на расстояние более 1 км персонал, проводящий отбор и доставку проб, обеспечивают служебным транспортом.
<a id="p100429"></a>12.6. Доставку персонала на ПСП осуществляют служебным (вахтовым) транспортом.

<div align="center">

<a id="p100430"></a>**13. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПСП**

</div>


<a id="p100431"></a>13.1. Эксплуатацию объектов ПСП осуществляют согласно требованиям безопасности и обеспечения достоверности учетных операций.
<a id="p100432"></a>Ответственность за эксплуатацию объектов ПСП устанавливают приказом организации - владельца ПСП.

#### <a id="p100433"></a>13.2 При эксплуатации ПСП обеспечивают:

- <a id="p100434"></a>условия эксплуатации СИ и оборудования в соответствии с требованиями технической документации;
- <a id="p100435"></a>постоянный контроль и регистрацию значений технологических параметров;
- <a id="p100436"></a>контроль технического состояния основного и вспомогательного оборудования, систем и сооружений ПСП;
- <a id="p100437"></a>контроль за работой СИ, контроль протечек запорной арматуры и принятие своевременных мер по устранению нарушений;
- <a id="p100438"></a>поддержание состояния СИ и оборудования в соответствии с техническими требованиями, включающее в себя своевременное проведение технического обслуживания, ремонт и замену неисправного оборудования;
- <a id="p100439"></a>поверку СИ и КМХ СИ в межповерочном интервале;
- <a id="p100440"></a>пломбирование запорной арматуры для обеспечения сохранности технологической схемы транспортирования нефти;
- <a id="p100441"></a>пломбирование СИ СИКН в целях контроля доступа к СИ и изменения их МХ;
- <a id="p100442"></a>проверку сохранности пломб при сдаче-приеме смены персоналом принимающей и сдающей нефть сторон.
<a id="p100443"></a>Для обеспечения доступа к оборудованию и СИ объекты ПСП должны быть оснащены переходами и площадками.
<a id="p100444"></a>13.3. ИЛ СИКН, запорная арматура ПСП, резервуары и трубопроводы должны быть пронумерованы, их нумерация должна соответствовать утвержденным технологическим схемам.
<a id="p100445"></a>13.4. СИКН эксплуатируют на основании разработанной владельцем ПСП инструкции по эксплуатации СИКН, учитывающей конкретные условия и порядок организации эксплуатации.
<a id="p100446"></a>13.5. Метрологическое и техническое обеспечение эксплуатации СИКН осуществляют в соответствии с [10].
<a id="p100447"></a>13.6. Территория объектов ПСП должна иметь общее освещение. В местах съема показаний СИ, расположенных на открытых площадках, дополнительно устанавливают источники местного освещения. Освещение должно соответствовать требованиям [11].

#### <a id="p100448"></a>13.7 При эксплуатации объектов ПСП соблюдают требования [12] и [13].

<a id="p100449"></a>13.8. СИ и оборудование, используемые во взрывоопасной зоне, должны быть взрывозащищенного исполнения, иметь соответствующую маркировку и разрешение органов технадзора на применение.
<a id="p100450"></a>13.9. При эксплуатации оборудования и СИ, относящихся к электроустановкам, соблюдают требования [14] и [15].

<div align="center">

<a id="p100451"></a>**14. ПЕРСОНАЛ ПСП**

</div>



#### <a id="p100452"></a>14.1 Номенклатуру должностей, количество оперативного персонала на конкретный ПСП устанавливают с учетом:

- <a id="p100453"></a>положения о ПСП;
- <a id="p100454"></a>режима работы системы учета (круглосуточный, циклический, периодический);
- <a id="p100455"></a>наличия технологического оборудования, отнесенного к системе учета (резервуаров, наливных эстакад, пирсов, СИКН, трубопроводов, запорной арматуры);
- <a id="p100456"></a>требований по организации безопасного проведения работ при технологических операциях (измерения уровней резервуара, налива в танкеры, цистерны);
- <a id="p100457"></a>сменной работы и продолжительности рабочей недели;
- <a id="p100458"></a>регламента технического обслуживания оборудования и СИ;
- <a id="p100459"></a>норм времени на техническое обслуживание оборудования и СИ.
<a id="p100460"></a>14.2. Обязанности и требования к квалификации персонала устанавливают в должностных инструкциях в соответствии со штатным расписанием ПСП.
<a id="p100461"></a>14.3. 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 нефти, знание основной и резервной схем приема-сдачи нефти, технологических трубопроводов и узлов переключений.
<a id="p100462"></a>14.4. В целях обеспечения ответственности за полноту выполняемых операций, ответственности за квалификацию персонала и выполнения должностных обязанностей должен быть назначен начальник ПСП (инженер ПСП).
<a id="p100463"></a>14.5. Для выполнения контрольных функций принимающая или сдающая сторона направляет на ПСП оперативно-технологический персонал 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.

<div align="center">

<a id="p100464"></a>**15. ВЗАИМООТНОШЕНИЯ СТОРОН**

</div>


<a id="p100465"></a>15.1. Взаимоотношения сторон при эксплуатации ПСП оговаривают в инструкции (регламенте) по взаимоотношениям и договорах между принимающей и сдающей сторонами.
<a id="p100466"></a>15.2. Операции по приему-сдаче нефти проводятся совместно принимающей и сдающей сторонами.
<a id="p100467"></a>Ответственность за своевременное и правильное оформление приемо-сдаточных документов несет владелец ПСП.
<a id="p100468"></a>15.3. Представителям сдающей и принимающей сторон необходимо иметь надлежащим образом оформленные доверенности на подписание товарно-сопроводительных документов.
<a id="p100469"></a>15.4. Для проведения операций приема-сдачи на ПСП другого предприятия грузоотправитель заключает соглашение с владельцем ПСП и принимающей стороной об обязательствах и условиях ведения учетных операций.
<a id="p100470"></a>15.5. Регламентные работы (проверка пломбировки СИ, пломбирование запорной арматуры, отбор проб, снятие показаний) проводит персонал принимающей и сдающей сторон совместно.
<a id="p100471"></a>15.6. При необходимости перехода на резервную схему учета представители предприятий сдающей и принимающей сторон в течение часа сообщают о принятом решении в вышестоящие организации и в организацию, осуществляющую техническое обслуживание СИКН.
<a id="p100472"></a>Порядок действий при переходе на резервную схему учета должен соответствовать [7].
<a id="p100473"></a>15.7. При отказе основной и резервной схем учет нефти осуществляют способом, регламентированным соглашением сторон.
<a id="p100474"></a>15.8. В целях предупреждения недостоверности учета нефти принимающая и сдающая стороны создают совместные комиссии, действующие в течение года по согласованному графику.
<a id="p100475"></a>Рекомендуемый состав комиссии - по одному специалисту с каждой стороны:
- <a id="p100476"></a>руководитель (ведущий инженер) товарно-транспортной службы;
- <a id="p100477"></a>инженер службы качества;
- <a id="p100478"></a>инженер-метролог;
- <a id="p100479"></a>представители других служб (при необходимости).
<a id="p100480"></a>В работе комиссии могут принимать участие представители вышестоящих организаций.
<a id="p100481"></a>Результаты совместной работы отражают в общем акте.
<a id="p100482"></a>15.9. Мероприятия по устранению нарушений разрабатывает владелец ПСП в течение указанного в акте срока и согласовывает их с противоположной стороной.
<a id="p100483"></a>15.10. Перед началом работы комиссия проверяет выполнение и устранение замечаний предыдущих проверок.





<div align="right">

<a id="p100484"></a>Приложение А

</div>

(справочное)

<div align="center">

<a id="p100485"></a>**ТИПОВАЯ СТРУКТУРНАЯ СХЕМА ПСП**

</div>








<div align="right">

<a id="p100487"></a>Приложение Б

</div>

<div align="center">

(справочное)

<a id="p100488"></a>**РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАЗРАБОТКЕ ПОЛОЖЕНИЯ О ПСП**

</div>


<a id="p100489"></a>Б.1. Порядок оформления
<a id="p100490"></a>Положение о ПСП оформляют в соответствии с требованиями к оформлению организационно-распорядительных документов.
<a id="p100491"></a>Первый лист оформляют на общем бланке предприятия с указанием полного наименования и организационно-правовой формы. Титульный лист не оформляют.
<a id="p100492"></a>Положение подписывает начальник ПСП и утверждает вышестоящий руководитель.
<a id="p100493"></a>Положение согласовывают:
- <a id="p100494"></a>с кадровой службой предприятия:
- <a id="p100495"></a>с юридическим отделом;
- <a id="p100496"></a>со структурными подразделениями предприятия, с которыми ПСП осуществляет административное и оперативное взаимодействия.
<a id="p100497"></a>Б.2. Структура положения
<a id="p100498"></a>Текстовая часть положения состоит из следующих разделов:
- <a id="p100499"></a>Общие положения;
- <a id="p100500"></a>Основные функции;
- <a id="p100501"></a>Права и ответственность;
- <a id="p100502"></a>Связи с отделами и службами головного предприятия (или информация и документация);
- <a id="p100503"></a>Контроль, проверка и ревизия деятельности.
<a id="p100504"></a>Б.3. Содержание разделов
<a id="p100505"></a>Б.3.1. Общие положения
<a id="p100506"></a>В разделе отражают следующую информацию:
- <a id="p100507"></a>полное название ПСП в соответствии с организационной структурой предприятия, в состав которого входит ПСП; в скобках приводят сокращенное наименование;
- <a id="p100508"></a>место в системе управления (например, "ПСП является самостоятельным структурным подразделением предприятия" или "ПСП является структурным подразделением в составе ...");
- <a id="p100509"></a>основные задачи;
- <a id="p100510"></a>в чьем непосредственном подчинении находится ПСП, кто возглавляет (полное название должности);
- <a id="p100511"></a>порядок назначения на должность руководителя ПСП и освобождения от должности (чьим приказом, по чьему представлению, по согласованию с каким органом управления);
- <a id="p100512"></a>внутреннюю структуру ПСП (перечень подразделений, входящих в состав ПСП, с указанием штатных единиц);
- <a id="p100513"></a>кто утверждает структуру и штаты;
- <a id="p100514"></a>НД, которыми ПСП руководствуется в своей деятельности (например, "В своей деятельности ПСП руководствуется действующим законодательством, национальными стандартами, нормативными документами отрасли, документами органов управления предприятия, действующими нормативными и технологическими документами предприятия, производственными инструкциями, правилами внутреннего трудового распорядка и настоящим положением").
<a id="p100515"></a>Б.3.2. Основные функции
<a id="p100516"></a>Раздел содержит перечисление функций (работ), необходимых для выполнения основной задачи.
<a id="p100517"></a>Б.3.3. Права и ответственность
<a id="p100518"></a>В разделе соблюдают следующую последовательность изложения текста:
- <a id="p100519"></a>права, необходимые для выполнения функций ПСП;
- <a id="p100520"></a>права начальника;
- <a id="p100521"></a>права других должностных лиц (например, операторов, инженеров по учету, лаборантов химического анализа).
<a id="p100522"></a>ПСП могут быть предоставлены права:
- <a id="p100523"></a>принимать решения о переключении с основной схемы учета на резервную по соглашению сторон;
- <a id="p100524"></a>получать информацию, необходимую для выполнения основных функций;
- <a id="p100525"></a>требовать выполнения определенных действий (например, принятия мер по предупреждению отказов оборудования, нарушений технологии, достоверности учета и т.д.);
- <a id="p100526"></a>контролировать соблюдение трудового законодательства, охрану труда, пожарную безопасность, промышленную санитарию и т.д.
<a id="p100527"></a>Руководитель ПСП может получить право:
- <a id="p100528"></a>распределять и организовывать работу;
- <a id="p100529"></a>участвовать в установленном порядке в решении вопросов о подборе кадров, приеме, перемещении и увольнении работников;
- <a id="p100530"></a>представлять их к поощрению и взысканию;
- <a id="p100531"></a>вносить предложения по изменению структуры и штатов ПСП и совершенствованию его работы.
<a id="p100532"></a>Сотрудники ПСП имеют право на:
- <a id="p100533"></a>комфортные условия труда;
- <a id="p100534"></a>условия для развития и поддержания своей профессиональной квалификации.
<a id="p100535"></a>В положении устанавливают ответственность ПСП за:
- <a id="p100536"></a>качественное и своевременное выполнение главной задачи и основных функций;
- <a id="p100537"></a>систематизацию и обеспечение сохранности документации;
- <a id="p100538"></a>полноту, достоверность и своевременность представляемой ПСП информации;
- <a id="p100539"></a>сохранение сведений, представляющих коммерческую тайну;
- <a id="p100540"></a>правильность осуществления мероприятий, направленных на решение конкретных вопросов деятельности ПСП;
- <a id="p100541"></a>рациональную организацию труда, правильность применения положений тех или иных нормативных и технологических документов;
- <a id="p100542"></a>соблюдение установленных правил внутреннего трудового распорядка, правил техники безопасности, трудовую и технологическую дисциплину и др.
<a id="p100543"></a>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.
<a id="p100544"></a>Б.3.4. Связи с отделами и службами головного предприятия
<a id="p100545"></a>Раздел содержит перечень основных вопросов, по которым осуществляют взаимодействие подразделений ПСП для выполнения основных задач, и перечисление внешних организаций (предприятий), взаимодействие с которыми ПСП осуществляет при выполнении основных задач и функций.
<a id="p100546"></a>Текст данного раздела может быть представлен в виде таблицы или матрицы.
<a id="p100547"></a>*Пример.* Взаимодействие ПСП, являющегося структурным подразделением линейной производственно-диспетчерской станции (ЛПДС) N-го РНУ, с отделами и службами РНУ может быть отражено следующим образом:


<table>
<colgroup><col width="43%"><col width="15%"><col width="42%"></colgroup>
<tr><td>Наименование информации (документ, сведения)</td><td>От кого (кому)</td><td>Периодичность получения (предоставления)</td></tr>
<tr><td colspan="3">Информация, получаемая ПСП</td></tr>
<tr><td>Технологическая схема ЛПДС</td><td>ОЭН</td><td>1 раз в 3 года и при внесении изменений</td></tr>
<tr><td>Карты технологических режимов МН</td><td>ТТО РНУ</td><td>1 раз в год, а также при внесении изменений</td></tr>
<tr><td>Технологическая карта установок</td><td>ТТО РНУ</td><td>1 раз в год</td></tr>
<tr><td>Технологическая карта резервуаров. Сведения о техническом состоянии и полезной вместимости резервуаров по состоянию на 20-е число каждого месяца</td><td>ОЭН</td><td>Ежемесячно</td></tr>
<tr><td>Реестры расчетных режимов работы нефтепроводов</td><td>ТТО РНУ</td><td>1 раз в год, а также при внесении изменений</td></tr>
<tr><td>Плановые технологические режимы работы</td><td>ТТО РНУ</td><td>До 26-го числа каждого месяца</td></tr>
<tr><td>Нормативно-технологические параметры работы МН и НПС</td><td>ОЭН</td><td>1 раз в квартал</td></tr>
<tr><td>Градуировочные таблицы резервуаров, вместимости утечек</td><td>ОЭН, служба метрологии</td><td>При вводе новых объектов и пересчетах</td></tr>
<tr><td>Задания по маршрутным поручениям на сдачу, прием нефти</td><td>ТТО РНУ</td><td>Ежедневно</td></tr>
<tr><td>Планы возможных ликвидаций аварий на объектах</td><td>ОЭН</td><td>Ежегодно</td></tr>
<tr><td>Нормативная документация</td><td>Служба метрологии</td><td>По мере поступления и по запросу</td></tr>
<tr><td>Оперативные данные о приемесдаче нефти</td><td>ТТО РНУ</td><td>Ежедневно</td></tr>
<tr><td>Сведения о наличии свободной емкости резервуарного парка</td><td>ТТО РНУ</td><td>Ежедневно</td></tr>
<tr><td>Сведения о расходе нефти на собственные нужды и отпуске на сторону</td><td>ТТО РНУ</td><td>Ежемесячно 1-го числа</td></tr>
<tr><td>Акты приема-сдачи нефти с приложением паспортов качества, отчеты о результатах инвентаризации по резервуарам и технологическим трубопроводам, сведения о сдаче нефти по классам, типам, группам и видам</td><td>ТТО РНУ</td><td>Оперативно 1-го числа каждого месяца</td></tr>
</table>


<a id="p100565"></a>Одним из обязательных пунктов в данном разделе является указание, что ПСП использует программные средства и базы данных (перечисляют) в соответствии с внутренними НД предприятия о порядке управления доступом к ресурсам корпоративной информационной системы.
<a id="p100566"></a>Б.3.5. Контроль, проверка и ревизия деятельности
<a id="p100567"></a>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.





<div align="right">

<a id="p100568"></a>Приложение В

</div>

(справочное)

<div align="center">

<a id="p100569"></a>**РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАЗРАБОТКЕ ПАСПОРТА ПСП**

</div>


<a id="p100570"></a>Паспорт содержит титульный лист, лист содержания и состоит из следующих разделов:
- <a id="p100571"></a>Общие сведения;
- <a id="p100572"></a>Состав ПСП;
- <a id="p100573"></a>Основная схема учета;
- <a id="p100574"></a>Резервная схема учета;
- <a id="p100575"></a>Аккредитованная испытательная (аналитическая) лаборатория.
<a id="p100576"></a>Форма выполнения титульного листа показана на рисунке 1.


```text
┌─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐
│                  ____________________________________                   │
│                  (наименование предприятия-владельца)                   │
│                                                                         │
│                                                         Гриф утверждения│
│                                                                         │
│                         ПРИЕМО-СДАТОЧНЫЙ ПУНКТ                          │
│                  ____________________________________                   │
│                           (наименование ПСП)                            │
│                                                                         │
│                                 ПАСПОРТ                                 │
│    ________________________________________________________________     │
│    (наименование населенного пункта, вблизи которого находится ПСП)     │
└─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘
```


<div align="center">

<a id="p100586"></a>Рисунок 1. Форма титульного листа

</div>


<a id="p100587"></a>Ниже приведены указания по содержанию разделов.
<a id="p100588"></a>Общие сведения
<a id="p100589"></a>Указывают наименование, расположение, назначение и дату организации ПСП.
<a id="p100590"></a>Состав ПСП
<a id="p100591"></a>Дают краткую характеристику приемо-сдаточного пункта:
- <a id="p100592"></a>перечисляют направления перекачки нефти, указывают, по каким нефтепроводам и на какие предприятия осуществляют прием-сдачу нефти;
- <a id="p100593"></a>перечисляют основную и резервную схемы учета, которые применяют на ПСП, указывают методы определения количества и показателей качества нефти.
<a id="p100594"></a>Приводят показатели физико-химических свойств нефти (по форме таблицы 1).

<a id="p100595"></a>Таблица 1

<div align="center">

<a id="p100596"></a>Показатели физико-химических свойств ___________ нефти

</div>



| Наименование показателя | Единица величины | Значение показателя min - max |
| --- | --- | --- |
| Массовая доля серы | % |  |
| Плотность нефти при стандартной t | кг/м3 |  |
| Температура нефти | °C |  |
| Массовая доля воды | % |  |
| Концентрация хлористых солей | мг/дм3 |  |
| Давление насыщенных паров | мм рт. ст. |  |
| Массовая доля механических примесей | % |  |
| Кинематическая вязкость при температуре сдаваемой нефти | сСт |  |
| Массовая доля парафина | % |  |
| Выход фракций до значения температуры: 200 °C 300 °C 350 °C | % |  |
| Массовая доля сероводорода | -1 млн |  |
| Массовая доля метил- и этилмеркаптанов, в сумме | -1 млн |  |


<a id="p100613"></a>Основная схема учета
<a id="p100614"></a>Приводят общую характеристику основной схемы учета.
<a id="p100615"></a>Приводят параметры СИКН.
<a id="p100616"></a>Расход нефти через СИКН, м3/ч (т/ч):
- <a id="p100617"></a>минимальный;
- <a id="p100618"></a>максимальный.
<a id="p100619"></a>Давление нефти, МПа:
- <a id="p100620"></a>рабочее;
- <a id="p100621"></a>минимально допускаемое;
- <a id="p100622"></a>максимально допускаемое.
<a id="p100623"></a>Перечисляют основные режимы работы СИКН.
<a id="p100624"></a>Указывают максимальную производительность ПР.
<a id="p100625"></a>Перечисляют состав СИКН.
<a id="p100626"></a>Дают характеристику технологической части СИКН:
- <a id="p100627"></a>приводят состав ИЛ;
- <a id="p100628"></a>указывают расположение фильтров (блока фильтров);
- <a id="p100629"></a>приводят состав БИК;
- <a id="p100630"></a>дают краткое описание ПУ, указывают способ проведения его поверки.
<a id="p100631"></a>Резервная схема учета
<a id="p100632"></a>Указывают назначение резервуарного парка, метод измерений массы нефти.
<a id="p100633"></a>Тип, номинальную вместимость резервуаров приводят в таблице.
<a id="p100634"></a>Отдельно указывают группу резервуаров, допущенных к проведению коммерческих операций.
<a id="p100635"></a>Перечисляют установленное оборудование и СИ, применяемые при проведении учетных операций.


| N резервуара | Тип резервуара | Вместимость резервуара, м3 |
| --- | --- | --- |


<a id="p100637"></a>Аккредитованная испытательная (аналитическая) лаборатория
<a id="p100638"></a>Указывают соответствие лаборатории требованиям Системы аккредитации аналитических лабораторий (центров), наличие аккредитации на техническую компетентность и регистрации в государственном реестре.
<a id="p100639"></a>Перечисляют способы и периодичность отбора проб, методы анализа параметров качества нефти.
<a id="p100640"></a>Составил:
<a id="p100641"></a>начальник ПСП





<div align="right">

<a id="p100642"></a>Приложение Г

</div>

(обязательное)

<div align="center">

<a id="p100643"></a>**ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТОВ, НАЛИЧИЕ КОТОРЫХ НА ПСП ОБЯЗАТЕЛЬНО**

</div>


<a id="p100644"></a>С применением СИКН:
- <a id="p100645"></a>положение о ПСП;
- <a id="p100646"></a>паспорт ПСП;
- <a id="p100647"></a>утвержденная основная и резервная схемы учета нефти;
- <a id="p100648"></a>акты приема-сдачи и паспорта качества (по одному экземпляру);
- <a id="p100649"></a>журнал учета приемо-сдаточных актов;
- <a id="p100650"></a>доверенности на лиц, оформляющих приемо-сдаточные документы;
- <a id="p100651"></a>приказы и распоряжения руководства организации об оформлении приемо-сдаточных документов;
- <a id="p100652"></a>акт ввода СИКН в промышленную эксплуатацию;
- <a id="p100653"></a>копия экспертного заключения метрологической экспертизы проекта СИКН;
- <a id="p100654"></a>копии графиков поверки СИ;
- <a id="p100655"></a>графики контроля метрологических характеристик;
- <a id="p100656"></a>графики проведения технического обслуживания и ремонта;
- <a id="p100657"></a>формуляр и (или) паспорт на СИКН и СИ;
- <a id="p100658"></a>паспорт пробоотборного устройства;
- <a id="p100659"></a>свидетельства о поверке СИ;
- <a id="p100660"></a>протоколы поверки ПР, ПП, СОИ, ПУ;
- <a id="p100661"></a>методика измерений массы нефти, аттестованная в установленном порядке;
- <a id="p100662"></a>журналы контроля метрологических характеристик СИ СИКН;
- <a id="p100663"></a>журнал технического обслуживания СИКН;
- <a id="p100664"></a>журнал регистрации показаний СИКН;
- <a id="p100665"></a>журнал записи результатов испытаний СИКН;
- <a id="p100666"></a>журнал записи проведения испытаний СИКН;
- <a id="p100667"></a>журнал учета установки и снятия пломб с СИКН;
- <a id="p100668"></a>журнал регистрации телефонограмм;
- <a id="p100669"></a>журнал проверки состояния условий труда;
- <a id="p100670"></a>журнал проверки противогазов;
- <a id="p100671"></a>акты об отказах технологического оборудования, СИ;
- <a id="p100672"></a>акты отключения СИ и СИКН;
- <a id="p100673"></a>технологические схемы СИКН, трубопроводов НПС, узлов переключения ПУ;
- <a id="p100674"></a>инструкции по эксплуатации СИКН;
- <a id="p100675"></a>эксплуатационная документация на СОИ (руководство пользователя, руководство администратора);
- <a id="p100676"></a>планы ликвидации аварийных ситуаций;
- <a id="p100677"></a>должностные инструкции персонала;
- <a id="p100678"></a>инструкции по технике безопасности и пожарной безопасности.
<a id="p100679"></a>С применением резервуаров:
- <a id="p100680"></a>положение о ПСП;
- <a id="p100681"></a>паспорт ПСП;
- <a id="p100682"></a>утвержденные основная и резервная схемы учета нефти;
- <a id="p100683"></a>акты приема-сдачи и паспорта качества (по одному экземпляру);
- <a id="p100684"></a>журнал учета приемо-сдаточных актов;
- <a id="p100685"></a>доверенности на лиц, оформляющих приемо-сдаточные документы;
- <a id="p100686"></a>приказы и распоряжения руководства организации об оформлении приемо-сдаточных документов;
- <a id="p100687"></a>экземпляр проектной и исполнительной документации;
- <a id="p100688"></a>графики поверки СИ;
- <a id="p100689"></a>графики контроля метрологических характеристик;
- <a id="p100690"></a>графики проведения технического обслуживания и ремонта;
- <a id="p100691"></a>формуляры и (или) паспорта на СИ;
- <a id="p100692"></a>паспорт пробоотборного устройства;
- <a id="p100693"></a>свидетельства о поверке СИ;
- <a id="p100694"></a>градуировочные таблицы на резервуары;
- <a id="p100695"></a>методика измерений массы нефти, аттестованная в установленном порядке;
- <a id="p100696"></a>журналы контроля метрологических характеристик СИ;
- <a id="p100697"></a>журнал технического обслуживания резервуаров;
- <a id="p100698"></a>журнал регистрации результатов измерений резервуаров;
- <a id="p100699"></a>журнал записи результатов испытаний резервуаров;
- <a id="p100700"></a>журнал записи проведения испытаний резервуаров;
- <a id="p100701"></a>журнал учета установки и снятия пломб с резервуаров;
- <a id="p100702"></a>журнал регистрации телефонограмм;
- <a id="p100703"></a>журнал проверки состояния условий труда;
- <a id="p100704"></a>журнал проверки противогазов;
- <a id="p100705"></a>акты об отказах технологического оборудования, СИ;
- <a id="p100706"></a>акты отключений СИ;
- <a id="p100707"></a>акты измерений базовых высот резервуаров;
- <a id="p100708"></a>технологические схемы трубопроводов НПС, наливных эстакад, узлов переключения;
- <a id="p100709"></a>технологические карты по эксплуатации резервуаров;
- <a id="p100710"></a>планы ликвидации аварийных ситуаций;
- <a id="p100711"></a>должностные инструкции персонала;
- <a id="p100712"></a>инструкции по технике безопасности и пожарной безопасности.





<a id="p100713"></a>**БИБЛИОГРАФИЯ**


1. <a id="p100714"></a>Рекомендации по        Государственная  система  обеспечения  единства
   межгосударственной     измерений.  Системы   измерений  количества   и
   стандартизации         показателей  качества   нефти.  Метрологические
   РМГ 101-2010           и технические требования к проектированию
2. <a id="p100715"></a>Рекомендации по        Государственная  система  обеспечения  единства
   межгосударственной     измерений.    Порядок     метрологического    и
   стандартизации         технического обеспечения  ввода в  промышленную
   РМГ 99-2010            эксплуатацию   систем   измерений    количества
   и показателей качества нефти
3. <a id="p100716"></a>Рекомендации по        Определение    вместимости    и     градуировка
   межгосударственной     железобетонных  цилиндрических  резервуаров  со
   стандартизации         сборной  стенкой  вместимостью   до  30000   м3
   РМГ 110-2010           геометрическим методом
4. <a id="p100717"></a>Рекомендации по        Государственная  система  обеспечения  единства
   метрологии             измерений.   Плотность   нефти.   Требования  к
   <a id="p100718"></a>МИ 2153-2001 <1>       методике выполнения  измерений  ареометром  при
   учетных операциях
5. <a id="p100719"></a>Рекомендации по        Государственная  система  обеспечения  единства
   метрологии             измерений. Цистерны  железнодорожные.  Методика
   МИ 2543-99             поверки объемным методом
6. <a id="p100720"></a>Рекомендации по        Государственная  система  обеспечения  единства
   метрологии             измерений.       Определение       поправочного
   МИ 1001-99             коэффициента      на     полную     вместимость
   нефтеналивных танков судов при измерении объема
   нефти. Методика расчета
7. <a id="p100721"></a>Инструкция             Инструкция  по   определению  массы  нефти  при
   РД 153-39.4-042-99     учетных   операциях    с   применением   систем
   измерений  количества  и  показателей  качества
   нефти
8. <a id="p100722"></a>Правила по             Государственная  система  обеспечения  единства
   метрологии             измерений.  Порядок   проведения  испытаний   и
   ПР 50.2.009-94         утверждения типа средств измерений
9. <a id="p100723"></a>Правила по             Государственная  система  обеспечения  единства
   метрологии             измерений. Порядок проведения  поверки  средств
   ПР 50.2.006-94         измерений
10. <a id="p100724"></a>Рекомендации по        Государственная  система  обеспечения  единства
   межгосударственной     измерений.    Порядок    метрологического     и
   стандартизации         технического      обеспечения      промышленной
   РМГ 99-2010            эксплуатации  систем  измерений   количества  и
   показателей   качества  нефти,   трубопоршневых
   поверочных установок  и  средств измерений в их
   составе
11. <a id="p100725"></a>Санитарные нормы       Естественное и искусственное освещение
   СНиП 23-05
12. <a id="p100726"></a>Правила                Правила пожарной  безопасности при эксплуатации
   ВППБ 01-05             магистральных нефтепроводов
13. <a id="p100727"></a>Правила                Правила  пожарной  безопасности   в  Российской
   ППБ 01-93              Федерации
14. <a id="p100728"></a>Правила                Правила         технической        эксплуатации
   электроустановок     потребителя    (утверждены
   Приказом  Минэнерго России от  13.01.2003  N 6;
   зарегистрированы Минюстом России 22.01.2003 г.,
   рег. N 4145)
15. <a id="p100729"></a>Межотраслевые          Межотраслевые правила  по охране труда (правила
   правила                безопасности) при эксплуатации электроустановок
   ПОТ РМ-016-2001,       (утверждены   Приказом   Минэнерго   России  от
   РД 153-34.0-03.150-00  27.12.2000   N 163,   Постановлением   Минтруда
   России от 05.01.2000 N 3)
   <a id="p100730"></a>--------------------------------
   <a id="p100731"></a><1> На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 8.688-2009.
   <a id="p100732"></a>------------------------------------------------------------------


## Иллюстрации

$\text{млн}^{- 1}$

$\text{млн}^{- 1}$

![](https://i.bukva.ai/Dz19JlgE/img_0.png)