Утверждаю
Заместитель Министра
топлива и энергетики
Российской Федерации
Е.С.МОРОЗОВ
31 декабря 1998 г. N М-10962
Президент Акционерной
компании трубопроводного
транспорта нефтепродуктов
"Транснефтепродукт"
И.Т.ИШМУХАМЕТОВ
30 декабря 1998 года
Согласовано
Заместитель Председателя
Государственного комитета
Российской Федерации
по стандартизации, метрологии
и сертификации
П.К.ИСАЕВ
2 июня 1998 года
Введена в действие
Приказом Министерства
топлива и энергетики
Российской Федерации
от 8 февраля 1999 г. N 30
Срок введения в действие
15 февраля 1999 года
ИНСТРУКЦИЯ
ПО КОНТРОЛЮ И ОБЕСПЕЧЕНИЮ СОХРАННОСТИ
КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ
ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
РД 153-39.4-034-98
Настоящая Инструкция устанавливает порядок организации и
проведения работ по контролю и обеспечению сохранности качества
нефтепродуктов при их приеме, транспортировке, хранении, сдаче и
отгрузке на нефтепродуктопроводном транспорте.
Инструкция является обязательной для дочерних акционерных
обществ АК "Транснефтепродукт" и организаций любой
организационно - правовой формы, пользующихся услугами
нефтепродуктопроводного транспорта.
Инструкция разработана на основе и в развитие действующих в
системе нефтепродуктопроводов руководящих документов по
организации контроля и обеспечения сохранности качества
нефтепродуктов и по технологии последовательной транспортировки.
Учтены также требования "Правил технической эксплуатации
магистральных нефтепродуктопроводов", "Правил технической
эксплуатации резервуаров", "Правил по охране труда при
эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов",
РД 153-39-011-97 "Инструкция по учету нефтепродуктов на
магистральных нефтепродуктопроводах", РД 153-39.4-001-96 "Правила
сдачи нефтепродуктов нефтебазам, АЗС и складам ГСМ по отводам
магистральных нефтепродуктопроводов" и другой действующей
нормативной документации.
Настоящая Инструкция разработана ООО "ПОТОК" совместно с ИПТЭР
и с привлечением специалистов АК "Транснефтепродукт" и АО.
СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ
МНПП - магистральный нефтепродуктопровод
АО - дочернее акционерное общество АК "Транснефтепродукт"
ЛПДС - линейно - производственная диспетчерская станция
ПО - производственное отделение
ТТС - товаротранспортная служба
ТТО - товаротранспортный отдел
Исполнитель - АК "Транснефтепродукт" и/или АО
Заказчик - юридическое лицо, владеющее нефтепродуктом на
законных основаниях
ГПС - головная перекачивающая станция
ППС - промежуточная перекачивающая станция
АЗС - автозаправочная станция
ГСМ - горюче - смазочные материалы
НПЗ - нефтеперерабатывающий завод
ПХН - предприятие подземного хранения нефтепродуктов
ПСП - приемосдаточный пункт
НП - наливной пункт
ПОН - предприятие по обеспечению нефтепродуктами
ТРД - топливо для реактивных двигателей
НД - нормативный документ
ПС - перекачивающая станция
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Инструкция устанавливает порядок организации и проведения
работ, направленных на обеспечение сохранности качества
нефтепродуктов при приеме от НПЗ, предприятий АО, ПХН и других
организаций, при хранении в резервуарах и трубопроводах,
транспортировке и сдаче нефтебазам, АЗС, складам ГСМ, ПХН и другим
организациям (предприятиям) по обеспечению нефтепродуктами, а
также при отгрузке.
1.2. Контроль и сохранность качества и количества
нефтепродуктов обеспечиваются мерами, предусмотренными настоящей
Инструкцией при приемосдаточных операциях, хранении,
транспортировке, а также при производстве работ по очистке и
ремонту линейных сооружений, резервуаров и другого оборудования
МНПП.
1.3. Организация и проведение работ по контролю и обеспечению
сохранности качества нефтепродуктов осуществляются совместно
службами контроля качества, товаротранспортной и эксплуатации.
1.4. АО в своих взаимоотношениях с Заказчиком должны
руководствоваться:
а) с юридическими лицами - положениями Гражданского кодекса РФ
и "Инструкцией о порядке приемки продукции производственно -
технического назначения и товаров народного потребления по
качеству", утвержденной Постановлением Госарбитража СССР от
25.04.1966 N П-7;
б) с физическими лицами - Законом РФ "О защите прав
потребителей", принятым Государственной Думой 07.02.1992 с
изменениями, внесенными Законами РФ от 02.06.1993 и 05.12.1995.
1.5. АК "Транснефтепродукт" и/или ее АО принимают
нефтепродукты от Заказчика для их перемещения от пунктов
производства (поставки) до пунктов сдачи и отгрузки в соответствии
с условиями договоров на услуги по транспортированию по МНПП,
регламентирующими запасы по отдельным показателям качества
нефтепродуктов при приеме от НПЗ и др.
1.6. АО по МНПП обязаны поставить (сдать) Заказчику
нефтепродукты, марка и качество которых соответствуют условиям
договора, с сопровождением необходимыми документами.
1.7. Документом, удостоверяющим качество принимаемого к
транспортировке нефтепродукта, является паспорт качества НПЗ с
информацией о сертификате соответствия. Юридическое лицо, выдавшее
паспорт, гарантирует и несет ответственность за качество и
достоверность указанных в паспорте показателей, определяемых в
объеме требований ГОСТ (ТУ). На нефтепродукты, контролируемые
представителем Заказчика, в паспорте качества на сдаваемый
нефтепродукт делается отметка за подписью Представителя заказчика
"Продукт стандартный. Соответствует ГОСТ (ТУ)... Подлежит
отгрузке".
Прием нефтепродуктов без паспорта качества не допускается.
1.8. Качество принимаемого нефтепродукта проверяется
(подтверждается) анализами, проводимыми аттестованными
(аккредитованными) Госстандартом России химико - аналитическими
лабораториями АО, которые при приеме в резервуары по результатам
проведенных анализов выдают паспорта качества.
1.9. Паспорт качества заполняется химико - аналитической
лабораторией АО по всем показателям ГОСТа или ТУ на нефтепродукты.
Значения показателей, не определяемых лабораторией, проставляются
по заводскому паспорту с соответствующей отметкой в паспорте. По
согласованию с Заказчиком допускается заполнять паспорт качества
по показателям, определяемым в лаборатории АО. При сдаче Заказчику
топлива для реактивных двигателей к паспорту, выдаваемому
лабораторией, прилагается паспорт качества завода - изготовителя.
На паспорте качества по диагонали ставится штамп "Стандартный.
Соответствует ГОСТ (ТУ)...". В паспорте качества (Приложение 1)
указывается информация о сертификате соответствия завода -
изготовителя.
2. ОРГАНИЗАЦИЯ И ЗАДАЧИ СЛУЖБЫ КОНТРОЛЯ И ОБЕСПЕЧЕНИЯ
СОХРАННОСТИ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ
2.1. Организация контроля качества в системе
нефтепродуктопроводного транспорта
2.1.1. Общее руководство, организация контроля и обеспечения
сохранности качества нефтепродуктов возлагаются на вице -
президентов АК "Транснефтепродукт" по распределению обязанностей.
2.1.2. Контроль за обеспечением сохранности качества
нефтепродуктов осуществляют Управление поставок и перевозок и
Управление эксплуатации.
2.1.3. В АО ответственность за организацию и выполнение работ
по обеспечению контроля и сохранности качества нефтепродуктов
несут непосредственно руководители АО и лица, ответственные за
сохранность и качество нефтепродуктов в АО и на ЛПДС. За
организацию и достоверность лабораторного контроля качества
нефтепродуктов - начальники лабораторий.
2.1.4. Ответственность за организацию и проведение работ по
контролю качества нефтепродуктов, прием и раскладку смесей,
составление схем транспортировки, выбор мест плановых остановок
осуществляют товаротранспортная служба и служба контроля качества
АО.
Ответственность за техническое состояние резервуаров,
трубопроводов, запорной арматуры, фильтрующего и другого
оборудования, влияющего на качество нефтепродуктов, несет служба
эксплуатации АО.
2.2. Основные задачи АК "Транснефтепродукт"
по организации контроля и обеспечению
сохранности качества
2.2.1. Разработка основных направлений деятельности и
координация работ по контролю и обеспечению сохранности качества
нефтепродуктов на МНПП.
2.2.2. Взаимодействие с Госстандартом России, организациями,
институтами и другими учреждениями по вопросам качества
нефтепродуктов.
2.2.3. Координация проведения научно - исследовательских
работ, связанных с обеспечением качества нефтепродуктов.
2.2.4. Организация разработки НД по технологии
последовательной транспортировки, контролю и обеспечению
сохранности качества нефтепродуктов.
2.2.5. Координация работ по проведению транспортировки опытных
партий.
2.2.6. Разработка рекомендаций по техническому оснащению
лабораторий АО современным оборудованием.
2.2.7. Осуществление мероприятий по метрологическому
обеспечению достоверности и требуемой точности измерений при
проведении анализов нефтепродуктов.
2.2.8. Контроль за выполнением АО организационно - технических
мероприятий по сохранению качества нефтепродуктов.
2.2.9. Участие совместно со специалистами АО в рассмотрении
рекламаций на качество нефтепродуктов и в разработке мероприятий
по их устранению.
2.2.10. Организация и участие в семинарах по вопросам контроля
и обеспечения сохранности качества.
2.2.11. Информационное обеспечение АО материалами по вопросам
качества нефтепродуктов.
2.2.12. Анализ и обобщение перспективных планов развития и
совершенствования служб контроля и обеспечения сохранности
качества нефтепродуктов в системе нефтепродуктопроводного
транспорта.
2.2.13. Согласование для АО сроков сезонных ограничений по
качеству нефтепродуктов в соответствии с ГОСТ (ТУ).
2.2.14. Формулирование и постановка задач по вопросам контроля
и обеспечения сохранности качества нефтепродуктов - в соответствии
с положениями об отделах и должностными инструкциями.
2.3. Основные задачи акционерных обществ
по организации контроля качества
2.3.1. Организация контроля качества нефтепродуктов и
обеспечение его сохранности при приеме, транспортировке по МНПП,
хранении, сдаче и отгрузке.
2.3.2. Разработка перспективных планов развития и
совершенствования организации контроля и обеспечения сохранности
качества нефтепродуктов.
2.3.3. Организация контроля за объемами закладываемых партий
при последовательной транспортировке и сохранностью качества
нефтепродуктов.
2.2.4. Разработка инструкции по технологии последовательной
транспортировки нефтепродуктов.
2.2.5. Обследование, методическое руководство и контроль за
работой химико - аналитических лабораторий.
2.3.6. Планирование, организация и участие в проведении работ
по аттестации (аккредитации) химико - аналитических лабораторий.
2.3.7. Планирование, организация и проведение внешнего
контроля результатов измерений показателей качества нефтепродуктов
в лабораториях.
2.3.8. Участие в плановых мероприятиях службы эксплуатации и
ТТС, обеспечивающих сохранность качества нефтепродуктов при
проведении реконструкции МНПП, ремонтных работ, зачистки
резервуаров и трубопроводов, а также в мероприятиях по повышению
надежности МНПП.
2.3.9. Обеспечение подведомственных подразделений АО
необходимыми НД на нефтепродукты и на методы их испытаний,
лабораторным оборудованием и средствами измерений.
2.3.10. Проведение совместно с ТТС периодической контрольной
проверки правильности определения товарными операторами плотности
и температуры нефтепродуктов при приеме и отпуске нефтепродуктов с
составлением соответствующих актов.
2.3.11. Разработка мер по доведению качества до стандартных
показателей и предложения по реализации нестандартных
нефтепродуктов.
2.3.12. Анализ, обобщение и передача сводного отчета с
пояснительной запиской в АК "Транснефтепродукт" о движении
нестандартных нефтепродуктов в АО и его подведомственных
подразделениях.
2.3.13. Контроль выполнения мероприятий по обеспечению
сохранности качества нефтепродуктов в ПО и на ЛПДС.
2.3.14. Обеспечение химико - аналитических лабораторий АО
необходимыми стандартными образцами, аттестованными методиками
выполнения измерений, аттестованными шифрованными пробами для
проведения контроля точности выполняемых анализов.
2.4. Основные задачи производственных объединений
акционерных обществ
2.4.1. Контроль и обеспечение сохранности качества
нефтепродуктов при приеме, транспортировке, хранении, сдаче по
МНПП и отгрузке.
2.4.2. Контроль за продвижением смеси по МНПП, приемом и
раскладкой ее в резервуары приемного пункта.
2.4.3. Контроль за соблюдением лабораториями требований
действующих ГОСТ и ТУ и методов испытаний нефтепродуктов.
2.4.4. Внедрение компьютерных программ, позволяющих
контролировать движение отдельных партий нефтепродуктов по
количественному определению смеси, ее раскладке и исправлению.
2.4.5. Организация контроля отобранных проб нефтепродуктов на
их соответствие стандартам (ГОСТ, ТУ) по контролируемым
показателям при проведении плановых реконструкций МНПП, ремонтных
работ, зачистки резервуаров и трубопроводов, при проведении
реконструкции и т.д.
Внесение при необходимости предложений по организации
внеплановых работ по зачистке резервуаров и трубопроводов.
2.4.6. Организация при возникновении разногласий по качеству
комиссионной проверки качества нефтепродуктов в АО, на НПЗ,
нефтебазах и т.д.
2.4.7. Контроль за выполнением Инструкции по контролю и
обеспечению сохранности качества нефтепродуктов на предприятиях
трубопроводного транспорта при приеме, транспортировке, сдаче и
отгрузке.
2.4.8. Контроль за выполнением графиков зачистки резервуаров и
трубопроводов.
2.4.9. Методическое руководство лабораториями ЛПДС (НП),
оказание им технической помощи, осуществление контроля за их
работой и своевременной аттестацией.
2.4.10. Разработка и проведение мероприятий по проверке
сходимости и воспроизводимости результатов анализа нефтепродуктов
в лабораториях АО.
2.4.11. Обеспечение лабораторий НД на нефтепродукты, методы их
испытаний, дополнениями и изменениями к ним.
2.4.12. Разработка предложений по исправлению качества
нестандартных нефтепродуктов и контроль за их исполнением.
2.4.13. Обследование лабораторий ЛПДС (НП), разработка
мероприятий по улучшению их работы и контроль за выполнением.
2.4.14. Анализ отчетов по обеспечению сохранности качества
нефтепродуктов и о движении нестандартных нефтепродуктов в ПО (на
ЛПДС и НП).
2.4.15 Проведение совместно с ТТС проверок правильности отбора
проб и определения плотности и температуры нефтепродуктов на ПСП.
2.4.16. Составление сводной заявки на лабораторную посуду,
приборы, аппараты и химические реактивы с обоснованием необходимой
потребности и контроль за получением и распределением их по
лабораториям.
2.4.17. Анализ состояния измерений показателей качества
нефтепродуктов в соответствии с МИ 2427.
2.5. Задачи химико - аналитических лабораторий на ЛПДС
2.5.1. Проведение своевременной и в требуемом объеме проверки
качества поступающих, хранимых и транспортируемых нефтепродуктов.
2.5.2. Соблюдение требований действующих стандартов на методы
испытаний нефтепродуктов. Освоение новых методов и средств
контроля качества транспортируемых нефтепродуктов.
2.5.3. Проведение внутрилабораторного и внешнего контроля
результатов измерений показателей качества нефтепродуктов в
лаборатории.
2.5.4. Выявление совместно с ТТС и службой эксплуатации
причин, вызывающих ухудшение качества нефтепродуктов и выдача
рекомендаций по их устранению.
2.5.5. Своевременное представление материалов для оформления
претензий по качеству нефтепродуктов.
2.5.6. Отбор, оформление и хранение проб для контроля качества
нефтепродуктов в порядке, предусмотренном ГОСТ 2517.
2.5.7. Осуществление контроля за соблюдением графиков зачистки
трубопроводов и резервуаров.
2.5.8. Организация своевременной поверки средств измерений в
соответствии с требованиями ПР 50.2.006.
2.5.9. Оформление и выдача паспортов качества нефтепродуктов.
2.5.10. Выдача рекомендаций по исправлению нестандартных
нефтепродуктов.
2.5.11. Проведение обучения лаборантов и операторов по
вопросам контроля качества нефтепродуктов.
2.5.12. Составление отчетов о работе лаборатории.
2.5.13. Составление годовых заявок на оборудование, материалы
и химические реактивы.
2.5.14. Обучение товарных операторов правилам отбора проб,
определения плотности и температуры нефтепродуктов в соответствии
с действующими стандартами.
Проведение периодических контрольных проверок правильности
определения товарными операторами плотности и температуры
нефтепродуктов при приеме и отпуске нефтепродуктов с составлением
соответствующих актов.
2.5.15. Участие в случае возникновения разногласий по качеству
в комиссионной проверке качества нефтепродуктов в АО, на НПЗ,
нефтебазах и т.д.
2.5.16. Проведение анализа отобранных проб с целью определения
качества нефтепродуктов и выявления отклонений от требования ГОСТ
(ТУ) при производстве ремонтных работ и очистке фильтров,
проведении реконструкций, опрессовок, врезок в магистральные и
технологические трубопроводы.
2.5.17. Участие в отборе и анализе проб при повреждениях
трубопроводов и резервуаров с грунтов и из водоемов с выдачей
соответствующих документов природоохранным службам.
2.5.18. Проведение анализов проб транспортируемых
нефтепродуктов с ПС АО, не имеющих лабораторий.
2.5.19. Осуществление контроля и определение концентрации
паров нефтепродуктов в воздухе рабочей зоны при организации
ремонтных работ.
2.5.20. Выполнение анализов сточных вод на содержание
нефтепродуктов при отсутствии специальной лаборатории.
2.5.21. Контроль количества и состава выбросов от источников
загрязнения атмосферы, имеющихся на ЛПДС.
2.6. Обязанности инженера (инспектора) ЛПДС по качеству
2.6.1. Контроль качества нефтепродуктов, поступающих с НПЗ на
ЛПДС, на соответствие условиям договоров на транспортировку и
требованиям ГОСТ (ТУ).
2.6.2. Недопущение поступления на МНПП нефтепродуктов, не
соответствующих установленным требованиям.
Участие в выявлении и устранении причин нестандартности
нефтепродуктов. Контроль за соблюдением технологического режима
подготовки нефтепродуктов в товарных парках НПЗ.
2.6.3. Проверка оформления паспортов качества нефтепродуктов.
Участие в выборочной проверке соблюдения ГОСТ, ТУ и инструкций при
проведении анализов лабораторией НПЗ.
2.6.4. Контроль за подготовкой к сдаче нефтепродуктов на МНПП
совместно со службой качества НПЗ.
2.6.5. Контроль за выполнением мероприятий по обеспечению
сохранности качества нефтепродуктов при приеме с НПЗ на ЛПДС в
соответствии с Инструкцией взаимоотношений, утверждаемой
Заказчиком и Исполнителем.
2.6.6. Контроль за обеспечением технологии транспортировки
нефтепродуктов с НПЗ на ЛПДС с целью предотвращения их
компаундирования в трубопроводе.
2.6.7. Осуществление постоянного контроля качества при
последовательной закачке различных нефтепродуктов с НПЗ на ЛПДС.
Особо строгий контроль необходим за обеспечением сохранности
качества высокосортных нефтепродуктов и топлива для реактивных
двигателей.
2.6.8. Организация и контроль работ по отбору, оформлению и
хранению арбитражных проб в соответствии с ГОСТ.
3. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ
3.1. Общие положения
3.1.1. Контроль качества нефтепродуктов в АО осуществляется
при их приеме от НПЗ, других АО и ПХН, транспортировании по МНПП,
хранении, сдаче и отгрузке.
3.1.2. Прием нефтепродуктов по качеству от НПЗ и других АО
проводится в соответствии с договорами на транспортировку и
инструкциями взаимоотношений.
3.1.3 Прием и сдача нефтепродуктов по качеству осуществляются
в соответствии с условиями договоров и подтверждаются паспортом
качества. Запас по качеству конкретных показателей устанавливается
в зависимости от технологии, режима и маршрута транспортировки.
3.1.4. Контроль качества нефтепродуктов производится путем
отбора и анализа проб из резервуаров и трубопроводов по ГОСТ 2517.
3.1.5. Отбор проб из резервуаров для анализа проводится только
через стационарные пробоотборники, правильность работы которых
периодически проверяется с составлением соответствующих актов.
3.1.6. В виде исключения отбор проб из резервуара допускается
через замерный люк на крыше резервуара.
3.1.7. По договоренности с Заказчиком отбор проб для анализа и
арбитражной пробы допускается проводить по ГОСТ 2517 из
трубопровода.
3.1.8. Стационарные пробоотборники, используемые для отбора
проб из резервуаров и трубопроводов, должны соответствовать
требованиям ГОСТ 2517.
3.1.9. Камера отбора проб, выполненная в виде здания из
кирпича или другого несгораемого материала, должна иметь освещение
во взрывобезопасном исполнении.
Камера отбора проб устанавливается на приеме от НПЗ и ПХН, на
выкиде головной перекачивающей станции, приеме и выкиде
промежуточных станций и на приемном трубопроводе ПСП (НП). Камера
отбора проб закрывается на замок, ключ от которого находится у
ответственного за отбор проб, операторов или в лаборатории. Места
отбора проб нефтепродуктов оборудуются канализацией и естественной
вентиляцией.
3.1.10. Основные задачи контроля качества нефтепродуктов при
приеме от НПЗ сводятся к следующим:
- контроль за соответствием качества принимаемого продукта
условиям заключаемых на транспортировку договоров и требованиям
нормативной документации, а также недопущение приема на МНПП
нефтепродуктов, не отвечающих установленным требованиям;
- разработка и выполнение мероприятий, обеспечивающих прием с
НПЗ стандартных нефтепродуктов;
- выявление причин поступления нестандартных нефтепродуктов с
составлением актов о разногласиях.
3.1.11. АО должны иметь постоянных представителей (операторов)
на НПЗ при приеме нефтепродуктов по резервуарам завода.
Необходимость инспектора (инженера) по качеству на НПЗ
определяется индивидуально каждым АО.
3.1.12. Отношения АО с НПЗ регламентируются договором или
Инструкцией взаимоотношений, в которых отражаются следующие
вопросы контроля и сохранности качества нефтепродуктов:
- обеспечение герметичности запорной арматуры на резервуарах и
технологических линиях при приеме нефтепродуктов НПЗ на ГПС
(ЛПДС). Герметичность запорной арматуры подтверждается актами
проверок;
- организация приема нефтепродуктов по качеству, порядок и
сроки передачи паспортов качества на нефтепродукты;
- наличие в АО технологической схемы поступления
нефтепродуктов;
- наличие на выкиде насосной НПЗ многослойного пробоотборника
в соответствии с требованиями ГОСТ 2517;
- порядок совместного приема в эксплуатацию пробоотборных
устройств на резервуарах и трубопроводах (после монтажа, ремонта,
замены, зачистки резервуаров и т.п.);
- ответственность сторон по качеству и порядок рассмотрения
случаев поступления нестандартного нефтепродукта, его исправление
и возмещение ущерба;
- порядок совместного отбора контрольных и арбитражных проб и
определения места хранения арбитражных проб;
- промывка в необходимом объеме технологических линий от
завода до резервуаров ЛПДС и резервуаров при смене продукта;
- порядок и способ периодической зачистки трубопровода от НПЗ
до ГПС (ЛПДС);
- порядок контроля за зачисткой резервуаров;
- порядок отбора проб через сифонный кран для проверки
отсутствия подтоварной воды (с записью в журнале) перед
подключением резервуара к откачке;
- исключение поступления нефтепродуктов из разных резервуаров
НПЗ с целью предотвращения компаундирования в трубопроводе.
3.1.13. В инструкциях взаимоотношений между АО или между (АО)
Исполнителем и Заказчиком при сдаче нефтепродуктов по МНПП
отражаются следующие вопросы контроля и обеспечения сохранности
качества:
- ответственность соответствующих служб за проведение
последовательной транспортировки, приема и обеспечение сохранности
качества нефтепродуктов;
- порядок проведения совместных контрольных анализов в
лаборатории одной из сторон;
- обеспечение герметичности запорной арматуры на резервуарах и
технологических линиях, подтверждаемых актами проверок;
- предоставление технологической схемы приема нефтепродуктов с
автономными линиями от концевых задвижек до резервуаров;
- порядок совместного приема и предоставление соответствующей
документации на ввод в эксплуатацию пробоотборных устройств на
резервуарах и трубопроводах (после монтажа, ремонта, очистки и
т.п.);
- наличие инструкции по последовательной транспортировке;
- порядок отбора проб и передачи паспортов качества на
нефтепродукты;
- порядок и способ периодической зачистки трубопроводов в
пределах границ технического обслуживания;
- порядок контроля за зачисткой резервуаров.
3.1.14. Ответственность сторон по качеству нефтепродуктов
находится в пределах границ технического обслуживания МНПП.
3.1.15. Поступление с НПЗ в резервуары ЛПДС нефтепродукта
каждого вида проводится по отдельным технологическим
трубопроводам.
3.1.16. Поступление с НПЗ топлива для реактивных двигателей
проводится по отдельным технологическим трубопроводам в выделенные
отдельные группы специально оборудованных резервуаров с плавающими
устройствами верхнего забора и фильтрами с тонкостью фильтрации не
более 40 микрон.
3.1.17. Прием нефтепродуктов и транспортировка из ПХН
проводятся с учетом изменения отдельных показателей при хранении и
с соблюдением требований "Инструкции по хранению и контролю
качества товарных светлых нефтепродуктов в подземных резервуарах".
При транспортировке из ПХН не допускается попадание соляного
раствора (рассола) и подтоварной воды в МНПП. Запасы качества по
отдельным показателям регламентируются условиями договоров на
транспортировку. Транспортировка из ПХН осуществляется по
специально разработанной инструкции.
3.2. Контроль качества нефтепродуктов при приеме от НПЗ
3.2.1. Контроль качества нефтепродуктов при приеме в
резервуарах НПЗ
3.2.1.1. После проведения заводской лабораторией анализа
качества нефтепродукта в резервуаре, планируемом к сдаче, оператор
НПЗ передает оператору ГПС (ЛПДС) номер этого резервуара, номер и
данные паспорта качества. Оператор ГПС (ЛПДС) до начала приема
нефтепродуктов с НПЗ передает эти данные в химико - аналитическую
лабораторию ГПС (ЛПДС). Оригинал паспорта качества поступает на
ЛПДС не позднее следующих суток после приема.
3.2.1.2. Представители АО и НПЗ отбирают пробы арбитражные и
для проведения контрольного анализа в лаборатории ГПС (ЛПДС).
Присутствие Заказчика при отборе проб и проведении анализа
оговаривается в договорах.
Исходя из результатов анализа химико - аналитической
лаборатории ЛПДС и условий по запасу качества нефтепродукта, в
соответствии с договором на транспортировку дежурный диспетчер
принимает решение о приеме нефтепродукта к транспортировке по
МНПП.
3.2.1.3. Перед подключением резервуара НПЗ к приему на ГПС
(ЛПДС) комиссионно:
- проводится отбор пробы из сифонного крана на отсутствие
подтоварной воды с соответствующей записью в журнале операторов;
- проверяется технологическая схема транспорта;
- при смене нефтепродукта (при необходимости) проводится
промывка технологических трубопроводов более высококачественным
продуктом.
При транспортировке проводится анализ ходовых проб, отобранных
на выкиде насосной станции.
3.2.2. Контроль качества нефтепродуктов при приеме в
резервуарах ЛПДС
3.2.2.1. Перед сдачей нефтепродукта оператор НПЗ сообщает
оператору ЛПДС номер подготовленного к откачке резервуара, номер и
данные паспорта качества. Оператор ЛПДС сообщает в лабораторию
данные паспорта, а диспетчер - условия по запасу качества в
соответствии с договором на транспортировку. Заводской паспорт
качества доставляется на ЛПДС не позднее следующих суток после
поступления нефтепродукта в резервуары АО.
3.2.2.2. Комиссионный отбор проб для контрольного и
арбитражного анализов осуществляется из товарных емкостей ЛПДС.
3.2.2.3. Качество остатка, находящегося в резервуаре и
предназначенного для приема поступающего с НПЗ нефтепродукта,
подтверждается паспортом лаборатории ЛПДС.
Прием нефтепродукта с запасом качества по показателям,
оговоренным в договоре, проводится в отведенные для этого
резервуары или на остатки одноименного по марке продукта.
3.2.2.4. Контроль уровня подтоварной воды в каждом резервуаре
ЛПДС осуществляют операторы ЛПДС. Сведения о наличии подтоварной
воды и дренировании ее из резервуаров записываются в журнал
операторов.
3.2.2.5. Контроль качества поступающего на ЛПДС нефтепродукта
осуществляется проведением анализа ходовых проб, отбираемых по
ГОСТ 2517 из пробоотборника на приемном коллекторе. Значения
определяемых показателей заносятся в лабораторный журнал и каждые
два часа передаются оператору.
3.2.2.6. Ходовые пробы подлежат уничтожению только после
проведения контрольного анализа нефтепродукта из резервуара, в
который проводился его прием. В случае обнаружения нестандартного
продукта ходовые пробы хранятся до особого распоряжения.
3.2.2.7. При поступлении нефтепродукта с показателями
качества, не соответствующими паспортным данным или условиям
договора, лаборатория ЛПДС информирует диспетчерскую службу АО,
которая доводит эту информацию до НПЗ. Прием данного нефтепродукта
прекращается, принимается решение о вызове представителей НПЗ и
выявляются причины ухудшения качества с составлением
соответствующих документов. При технической возможности проводится
возврат нефтепродукта на завод или подключение заводом другого
резервуара с запасом качества по тому показателю, который
необходимо исправить. При наличии воды и механических примесей в
нефтепродуктах проводится их отстой в резервуаре.
3.2.2.8. Принятый в резервуар нефтепродукт отстаивается не
менее двух часов. После отстоя отбирается средняя проба, одна
часть которой подвергается контрольному анализу, а другая -
оформляется как арбитражная.
3.2.2.9. Оформленный паспорт качества прилагается к
приемосдаточному акту с отметкой о дате поступления нефтепродукта
из данного резервуара в МНПП.
3.2.3. Особенности контроля качества нефтепродуктов при приеме
из ПХН
3.2.3.1. Прием нефтепродуктов из ПХН в резервуары и МНПП
осуществляется в соответствии со специально разработанной
инструкцией.
3.2.3.2. Резервуары ПХН должны быть оборудованы приборами
сигнализации критического уровня подтоварной воды.
3.2.3.3. Высота выходного патрубка наземных резервуаров ПХН
должна соответствовать требованиям СНиП для стальных резервуаров.
3.2.3.4. До приема на МНПП нефтепродуктов из товарных
резервуаров ПХН Заказчик передает на ЛПДС паспорт качества и
сертификат соответствия.
3.2.3.5. Отбор проб для контрольного и арбитражного анализов
проводится комиссионно до поступления в МНПП нефтепродуктов из
товарных резервуаров ПХН. Особое внимание уделяется контролю
коррозионной активности нефтепродуктов и содержанию в них воды.
Кроме контрольных анализов лаборатория ЛПДС определяет в дизельном
топливе кислотность, а в бензине - кислотность и октановое число.
3.2.3.6. Прием остатков нефтепродуктов из подземных хранилищ
проводится в отдельно выделенные резервуары. Прием остатков
нефтепродуктов из ПХН на МНПП проводится с разрешения АО только
после отстоя в наземных резервуарах и дренирования из них
подтоварной воды.
3.2.3.7. Технологическая схема обвязки резервуаров наземного
товарного парка ПХН должна предусматривать отдельные приемные и
расходные коллектора. Работа с одним приемораздаточным коллектором
не допускается.
3.3. Контроль качества нефтепродуктов
при транспортировке по МНПП
3.3.1. Транспортировка нефтепродуктов из резервуаров ЛПДС
начинается только при наличии паспорта качества лаборатории.
3.3.2. Для уменьшения смешений нефтепродуктов периодически
проводится контроль состояния запорной арматуры на технологических
трубопроводах, для чего осуществляется отбор проб с характерных
точек. При необходимости организуется промывка технологических
линий.
3.3.3. Контроль качества нефтепродуктов при транспортировке
проводится на головных и промежуточных станциях путем отбора проб
из трубопровода через каждые 500 куб. м транспортируемого
нефтепродукта либо через каждые 1 - 2 часа. Значения показателей
качества заносятся в соответствующий лабораторный журнал и
передаются диспетчеру.
3.3.4. Оператор каждой ЛПДС передает в лабораторию значения
паспортов качества, полученные с предыдущей станции.
Телефонограммой на ближайший контрольный пункт сообщается о
расчетном времени подхода смеси при последовательной перекачке и
ее объеме. Результаты анализа ходовых проб с контрольных пунктов
передаются каждые два часа дежурным диспетчерам производственных
отделений. На ЛПДС (НП), осуществляющие сдачу (налив)
транспортируемых нефтепродуктов, паспорта качества резервуаров, по
которым велся прием от НПЗ по количеству, пересылаются вместе с
актами приема (сдачи).
3.3.5. Последовательная транспортировка разных видов
нефтепродуктов по одному МНПП осуществляется в соответствии с
"Инструкцией по технологии последовательной транспортировки по
магистральным нефтепродуктопроводам". Контроль за продвижением
партий различных нефтепродуктов по МНПП и отводам на нефтебазы,
прием и раскладка смесей осуществляются с помощью автоматических
приборов, принцип действия которых основан на разности свойств
нефтепродуктов.
3.3.6. При последовательной транспортировке топлива для
реактивных двигателей для каждого конкретного нефтепродуктопровода
разрабатывается индивидуальная инструкция.
3.3.7. Контроль за последовательной транспортировкой при
отсутствии автоматических приборов осуществляется отбором проб
вручную с последующим их анализом. Контроль перехода с одного
нефтепродукта на другой на выкиде насосной головной станции
начинается за 10 минут до расчетного времени перехода. Пробы
отбираются с интервалом в 2 минуты до тех пор, пока идет изменение
плотности. С установлением постоянной плотности отбираются 3 пробы
с интервалом в 10 минут. В отобранных ходовых пробах проверяется
сходимость анализируемых показателей с данными по откачиваемому
резервуару. При обнаружении расхождений выясняются причины и
принимаются меры по их устранению.
3.3.8. На промежуточных и приемных станциях отбор проб
начинается за 2 часа до расчетного времени подхода смеси с
10-минутным интервалом, за 30 минут до подхода смеси отбор проб
проводится с 5-минутным интервалом, а за 10 минут - с 2-минутным
интервалом до установления постоянной плотности следующего
нефтепродукта. С установлением постоянной плотности пробы
отбираются через каждые 10 минут в течение одного часа. Для
анализа используются пробы, отобранные на момент начала контроля,
первого изменения плотности, установления постоянной плотности
после прохождения смеси и все последующие пробы. В ходовых пробах
определяются плотность, наличие воды и механических примесей,
температура конца кипения бензинов и температура вспышки
дизельного топлива и топлива для реактивных двигателей. Другие
показатели, в том числе содержание серы в дизельном топливе,
определяются при необходимости. Результаты анализов сравниваются с
данными паспорта и ходовыми анализами предыдущей ПС.
3.3.9. Ответственность за соблюдение оптимальных
технологических режимов транспортировки и за правильный выбор мест
остановок возлагается на диспетчерские службы организаций МНПП.
Ответственность сторон по обеспечению сохранности качества и
количества нефтепродуктов определяется договорами или инструкциями
взаимоотношений.
3.3.10. Переключения по приему нефтепродуктов проводятся
оператором по карте раскладки, цветному графику, показаниям
приборов и лабораторным анализам.
3.4. Контроль качества нефтепродуктов при сдаче
по отводам МНПП
3.4.1. Отношения АО с заказчиками при сдаче по отводам
регламентируются договорами на оказание услуг и инструкциями
взаимоотношений.
3.4.2. Подготовку технологической схемы приема и раскладки
смеси при последовательной транспортировке нефтепродуктов
выполняет оператор по сдаче совместно с оператором по приему (или
сотрудником лаборатории). Оператор по приему нефтепродуктов и
сотрудник лаборатории отвечают за контроль изменения их
концентрации в смеси, прием и раскладку ее по резервуарам.
3.4.3. Контроль качества во время сдачи нефтепродуктов по
отводам осуществляется оператором по сдаче и представителем
Заказчика (оператором или сотрудником лаборатории) путем
совместного отбора контрольных проб на конце отвода или из
резервуара. При отборе проб из трубопровода составляется
объединенная (средняя проба) за период заполнения каждого
резервуара.
3.4.4. Отбор проб из резервуара проводится только при наличии
арбитражной пробы остатка нефтепродукта в резервуаре и паспорта
качества на остаток.
Отобранная проба делится на две части: одна часть сдается
Заказчику для анализа, другая, арбитражная, опечатанная печатью
ЛПДС, передается Заказчику на хранение, о чем проводится запись в
соответствующем журнале.
3.5. Контроль качества нефтепродуктов при наливе
в железнодорожные и автомобильные цистерны
3.5.1. Налив в железнодорожные цистерны осуществляется только
при наличии актов о готовности цистерн к наливу.
3.5.2. Проверку пригодности железнодорожных цистерн к наливу
соответствующей марки нефтепродуктов осуществляет оператор по
наливу согласно требованиям ГОСТ 1510.
3.5.3. Отбор проб нефтепродуктов из железнодорожных цистерн
для проведения приемосдаточного анализа после окончания налива
проводится в соответствии с требованиями ГОСТ 2517.
3.5.4. К приемосдаточному акту при наливе в железнодорожные и
автомобильные цистерны прилагается паспорт качества нефтепродукта
из того резервуара, из которого проводился налив. Паспорт качества
должен быть зарегистрирован в журнале выдачи паспортов.
3.5.5. Результаты приемосдаточного анализа сравниваются с
данными паспорта качества нефтепродукта в резервуаре.
3.5.6. Железнодорожные цистерны с налитым нефтепродуктом
пломбируются.
3.5.7. Налив в железнодорожные и автомобильные цистерны
проводится только при наличии фильтров, установленных на приеме
наливных насосов.
4. ОРГАНИЗАЦИЯ ХРАНЕНИЯ ПРОБ
4.1. Пробы хранят в помещении, отвечающем требованиям проекта
и действующим НД.
Размер пробохранилища определяется количеством одновременно
хранящихся в нем проб. При небольшом количестве проб допускается
их хранение в специально оборудованном металлическом шкафу в
соответствии с действующими нормами.
4.2. Порядок отбора и хранения арбитражных проб отражается в
договорах на транспортировку и в Инструкциях взаимоотношений.
4.3. Сроки хранения арбитражных проб оговорены в ГОСТ 2517.
4.4. Ходовые пробы хранятся в течение всего времени выполнения
анализов проб, отобранных из резервуара, а в случае обнаружения
нестандартного продукта - до особого распоряжения.
4.5. По истечении срока хранения пробы выливаются в
специальные канализационные емкости, а при их отсутствии - в
емкости утечек по принадлежности (автобензин или дизельное
топливо).
5. ЛАБОРАТОРНЫЙ КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ
5.1. Общие положения
5.1.1. Контроль качества в подразделениях АО проводится в
химико - аналитических лабораториях, аттестованных
(аккредитованных) территориальными органами Госстандарта.
При отсутствии лаборатории на ЛПДС (ПС) определение отдельных
показателей качества нефтепродуктов может выполняться оператором
или другим работником станции, прошедшим соответствующее обучение
в установленном порядке.
5.1.2. Паспорт качества выдают только аттестованные
(аккредитованные) территориальными органами Госстандарта России
химико - аналитические лаборатории.
5.1.3. Анализ качества транспортируемых нефтепродуктов
проводится по методам испытаний, указанным в ГОСТ или ТУ на
продукты, или по соответствующим инструкциям. Для сокращения
времени испытаний могут применяться экспресс - анализаторы,
включенные в Государственный реестр средств измерений, допущенные
к применению в Российской Федерации и обеспечивающие измерения
показателей качества нефтепродуктов с нормированной в НД на методы
испытаний нефтепродуктов точностью. При несоответствии
определяемого показателя стандартному значению и отсутствии
взаимного признания сторонами экспресс - метода нефтепродукт
подвергается повторному анализу по методу, указанному в ГОСТ (ТУ)
на данный нефтепродукт.
Помимо методик испытаний, изложенных в ГОСТ (ТУ) на
нефтепродукты, допускается применение методик, соответствующих по
номенклатуре и диапазону контролируемых показателей качества
стандартным методам и удовлетворяющим требованиям ГОСТ Р 8.563.
5.1.4. За достоверность проведения анализов несет
ответственность начальник лаборатории, а при отсутствии
лаборатории - обученный в установленном порядке работник,
выполняющий контроль качества.
5.1.5. При проведении анализов нефтепродуктов записи и расчеты
ведутся в рабочих журналах, которые должны быть пронумерованы,
прошнурованы и скреплены печатью. Запись результатов анализа и
расчетов на отдельных листах не разрешается.
5.1.6. Для проведения в требуемом объеме анализов
нефтепродуктов лаборатория должна быть укомплектована
соответствующим оборудованием.
5.1.7. Средства измерений, используемые для контроля качества
нефтепродуктов, подлежат государственному метрологическому
контролю и надзору.
5.1.8. Для проверки качества работы химико - аналитических
лабораторий АО проводят внутрилабораторный и внешний контроль
результатов измерений показателей качества нефтепродуктов.
5.1.9. В зависимости от назначения проводятся следующие
лабораторные анализы: ходовые, приемосдаточные, контрольные и
арбитражные.
5.1.10. Ходовой анализ проводится для оперативного контроля
качества нефтепродукта при транспортировке по МНПП.
5.1.11. Приемосдаточный анализ проводится для подтверждения
соответствия качества принимаемых или отгружаемых нефтепродуктов
марке, указанной в сопроводительной документации.
5.1.12. Контрольный анализ направлен на проверку соответствия
ряда основных показателей качества принятого нефтепродукта
указанным в нормативной документации (ГОСТ, ТУ) и на проверку
отсутствия его смешения с другими сортами, а также на обнаружение
начала изменения качества топлива.
5.1.13. Контрольный анализ нефтепродуктов проводится при
приеме от НПЗ или АО, при сдаче в резервуары соседнего АО,
Заказчикам, а также при хранении. При длительном хранении в
резервуарах и трубопроводах контрольные анализы проводятся:
- не реже одного раза в 6 месяцев для бензинов;
- один раз в год для дизельных топлив.
5.1.14. Контролируемые показатели качества нефтепродуктов,
определяемые при ходовом, приемосдаточном и контрольном анализах,
приведены в Приложении 2.
5.1.15. При арбитражном анализе определяются все показатели
качества согласно требованиям ГОСТ (ТУ) или только те, по которым
возникли разногласия. Арбитражный анализ проводится в независимой
лаборатории по согласованию заинтересованных сторон. Результаты
анализа оформляются актом.
5.2. Отбор проб
5.2.1. Пробы нефтепродуктов отбираются в соответствии с ГОСТ
2517.
5.2.2. В зависимости от способа отбора и назначения пробы
отбираются точечные, объединенные, ходовые, контрольные и
арбитражные.
5.2.3. Точечная проба отбирается в один прием и характеризует
качество нефтепродукта на определенном уровне в резервуаре,
цистерне и т.д. или в определенный момент времени при отборе из
трубопровода.
5.2.4. Объединенная проба составляется из нескольких точечных
проб, отобранных в соответствующем порядке и объединенных в
указанном соотношении.
5.2.5. Контрольная проба используется для выполнения анализа и
является частью точечной или объединенной пробы.
5.2.6. Арбитражная проба оформляется, хранится в установленном
порядке и используется в случае разногласий сторон в оценке
качества нефтепродукта и является частью точечной или объединенной
пробы.
5.2.7. Инвентарь для отбора и хранения проб должен быть чистым
и сухим, а посуда для отбора и хранения проб должна герметично
закрываться не растворяющимися в нефтепродуктах пробками.
5.2.8. Горловина закупоренной бутылки (для хранения
арбитражных проб и проб, подготавливаемых к транспортированию)
должна быть обернута полиэтиленовой пленкой или другим плотным
материалом, обвязана бечевкой, концы которой продеты в отверстие
этикетки, запломбированы или залиты сургучом на пластине из
плотного картона или из древесных материалов и опечатаны.
Допускается этикетку приклеивать к бутылке.
На этикетке должны быть указаны: номер пробы по журналу
регистрации проб; наименование станции, наименование нефтепродукта
и его марка, ГОСТ или ТУ на нефтепродукт, номер резервуара и
цистерны, из которых отобраны пробы; высота взлива, дата и время
отбора пробы; должность и фамилии лиц, отобравших и опечатавших
пробу, и их подписи.
5.2.9. Перед отбором пробы нефтепродукт, находящийся в
пробоотборной системе стационарного пробоотборника, необходимо
слить в другой сосуд или в канализацию. Объем сливаемого
нефтепродукта должен быть не менее двух объемов пробоотборной
системы стационарного пробоотборника.
5.2.10. Объединенную пробу из точечных проб, отобранных из
резервуаров стационарным или переносным пробоотборником,
составляют по ГОСТ 2517.
5.2.11. Для характеристики качества нефтепродукта в
железнодорожной или автомобильной цистернах отбирают одну точечную
пробу с уровня, расположенного на высоте 0,33 диаметра цистерны от
нижней образующей.
5.2.12. Для проверки наличия подтоварной воды и механических
примесей пробу отбирают из сифонного крана резервуара,
установленного в нижнее положение.
5.3. Учет контрольных операций
5.3.1. Для обеспечения учета контрольных операций при
определении качества нефтепродуктов в лабораториях должны быть
следующие документы:
- журналы анализов принимаемых (откачиваемых) нефтепродуктов -
Приложение 3;
- журнал регистрации проб нефтепродуктов - Приложение 4;
- журнал анализа светлых нефтепродуктов - Приложение 5;
- акты отбора проб нефтепродуктов - Приложение 6;
- рабочий журнал лаборантов;
- технологическая схема ПСП с указанием мест отбора проб;
- журнал телефонограмм;
- журнал анализов воздуха производственных помещений при
определении ПДК;
- журнал анализов воздуха при проведении огневых работ на
ЛПДС;
- журнал анализа сточных вод;
- журнал проверки качества нефтепродуктов в технологии ЛПДС и
емкостях утечек;
- журнал приготовления рабочих и титровальных растворов;
- график поверки средств измерений;
- график зачистки резервуаров;
- паспорта качества на нефтепродукты;
- журнал регистрации и выдачи паспортов качества;
- этикетки на пробы.
В журнале анализов светлых нефтепродуктов заключение о
качестве нефтепродуктов делает начальник лаборатории или старший
лаборант.
На ЛПДС, принимающих нефтепродукты с ПХН, ведется журнал
проверки подтоварной воды на коррозионную активность по методике,
утвержденной главным инженером АО.
5.3.2. Срок хранения журналов, перечисленных в п. 5.3.1, - 3
года.
6. ОБЕСПЕЧЕНИЕ СОХРАННОСТИ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ
6.1. Общие положения
Сохранность качества нефтепродуктов при условии исправного
технического оборудования объектов АО обеспечивается за счет:
- оптимальных технологических режимов и соблюдения требований,
установленных НД;
- разработки и проведения ежегодных и перспективных
организационных технических мероприятий по обеспечению сохранности
качества нефтепродуктов;
- надлежащей подготовки и современного уровня технических
средств и постоянного контроля за их состоянием;
- своевременной зачистки технологических трубопроводов,
резервуаров и другого оборудования, а также надежности и
герметичности запорной арматуры;
- проведения мероприятий по обновлению и внедрению современных
технических средств приема, отпуска, хранения, транспортирования
нефтепродуктов;
- систематического контроля качества нефтепродуктов;
- надлежащего состояния лабораторных приборов и оборудования
для осуществления контроля качества нефтепродуктов.
6.2. Приемосдаточные операции
Для обеспечения сохранности качества нефтепродуктов при
приемосдаточных операциях должны выполняться следующие условия:
- наличие необходимого запаса качества по отдельным
показателям, гарантирующим его сохранность при последовательной
транспортировке;
- надлежащая подготовка резервуаров (в том числе исправность
стационарных пробоотборников, сифонных кранов, запорной и
дыхательной арматуры), предназначенных для приема нефтепродуктов;
- использование для контроля высокочувствительных
автоматических плотномеров при приеме и раскладке смеси;
- внедрение современной запорной арматуры с электроприводом
для уменьшения смесеобразования;
- соблюдение схемы приема нефтепродуктов и раскладки смеси с
помощью автоматических приборов или лабораторных анализов;
- отсутствие тупиковых и застойных зон в технологических
линиях станции;
- подготовка, а при необходимости промывка, технологических
трубопроводов;
- определение количества подтоварной воды в планируемых к
подключению резервуарах.
6.3. Хранение нефтепродуктов
Для обеспечения сохранности качества нефтепродуктов при их
хранении требуется:
- выделение для каждого сорта и марки отдельных резервуаров;
- содержание в исправном состоянии дыхательной и другой
арматуры на резервуарах;
- соблюдение сроков выполнения анализов хранящихся
нефтепродуктов, подтверждающих сохранность их качества;
- проведение контроля за уровнем и удалением подтоварной воды
в резервуарах;
- своевременная зачистка резервуаров в соответствии с
ГОСТ 1510-84;
- подготовка технологических линий и резервуаров при
внутристанционном перемещении хранящихся нефтепродуктов в другие
резервуары.
6.4. Транспортировка нефтепродуктов по МНПП
Сохранность качества при транспортировке нефтепродуктов по
МНПП обеспечивается:
- внедрением запорной арматуры с электроприводом для снижения
величины первичной смеси;
- отсутствием тупиковых и застойных зон на технологических
линиях станции;
- подготовкой технологии и обвязки насосных агрегатов, а при
необходимости, и их промывкой;
- герметичностью запорной арматуры;
- оптимальным объемом закладываемых партий;
- соблюдением выбранной схемы (карты) транспортировки;
- оптимальной скоростью транспортировки;
- выбором плановых мест остановок с учетом профиля трассы;
- исправным состоянием запорной арматуры на водных переходах;
- соответствующим положением запорной арматуры резервных
ниток, обеспечивающим минимальное смесеобразование при
последовательной транспортировке;
- поступлением нефтепродуктов из емкостей утечек магистральных
насосов в технологию станции только после проведения анализа по
согласованию со специалистом по качеству ПО и сообщения
телефонограммой.
6.5. Контроль за наличием воды в нефтепродуктах
6.5.1. Прием обводненного нефтепродукта от НПЗ недопустим и
противоречит требованиям ГОСТ (ТУ).
6.5.2. Во избежание увеличения скорости коррозии стенок
резервуаров и трубопроводов осуществляются мероприятия по удалению
воды из резервуаров и трубопроводов.
6.5.3. При приеме нефтепродуктов с ПХН необходим постоянный
входной контроль за наличием воды.
6.5.4. При обнаружении эмульгированной воды в резервуарах ЛПДС
резервуар выводится на отстой с периодическим контролем за
содержанием воды.
6.6. Обеспечение сохранности качества
нефтепродуктов при проведении ремонтных
и эксплуатационных работ на МНПП
6.6.1. Обеспечение сохранности качества нефтепродуктов при
проведении ремонтных и эксплуатационных работ на МНПП осуществляет
служба эксплуатации совместно со службой качества.
6.6.2. При проведении ремонтных и аварийных работ на МНПП
эксплуатационный персонал принимает меры по сокращению введения в
трубопровод веществ, которые приводят к загрязнению
нефтепродуктов.
6.6.3. При разработке мероприятий по проведению ремонтных
работ линейной части, резервуаров и технологических трубопроводов
предусматриваются меры по сокращению загрязнений объектов МНПП с
максимальным использованием устройств, оборудования и материалов,
не влияющих на качество нефтепродуктов.
7. ВОССТАНОВЛЕНИЕ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ
Показатели качества нефтепродуктов, имеющие отклонения от
стандартных значений ГОСТ (ТУ), могут быть доведены до требуемого
уровня согласно нижеприводимым рекомендациям.
-----------------------------------------------------------------¬
¦ Показатели, по которым может быть восстановлено качество ¦
¦ транспортируемых нефтепродуктов ¦
+-------------------------------T--------------------------------+
¦ показатель качества ¦ способ восстановления качества ¦
+-------------------------------+--------------------------------+
¦Октановое число, концентрация ¦Смешение с одноименным бензином,¦
¦свинца ¦имеющим запас качества, или бен-¦
¦ ¦зином другой марки, имеющим бо- ¦
¦ ¦лее высокое октановое число или ¦
¦ ¦меньшую концентрацию свинца ¦
+-------------------------------+--------------------------------+
¦Плотность, кислотность, фрак- ¦Смешение с одноименным продук- ¦
¦ционный состав, вязкость, тем- ¦том, имеющим запас качества по ¦
¦пература вспышки, концентрация ¦данному показателю ¦
¦фактических смол, содержание ¦ ¦
¦серы ¦ ¦
+-------------------------------+--------------------------------+
¦Содержание механических приме- ¦Отстаивание или фильтрование с ¦
¦сей ¦перекачкой в чистый резервуар ¦
+-------------------------------+--------------------------------+
¦Содержание воды ¦Отстаивание или сепарация ¦
L-------------------------------+---------------------------------
7.2. Восстановление качества нефтепродуктов проводят путем
смешения их в следующей последовательности:
- определяют значения физико - химических показателей у
нестандартного нефтепродукта и нефтепродукта с запасом качества;
- рассчитывают соотношение нефтепродуктов, подлежащих
смешению;
- лабораторным испытанием образца смеси проверяют правильность
выполненных расчетов;
- подготавливают необходимые для смешения резервуары и
насосные агрегаты;
- проводят смешение;
- проверяют однородность и качество нефтепродуктов.
7.3. Для улучшения условий смешения нефтепродуктов в резервуар
сначала подают нефтепродукт с большей плотностью, а затем в нижнюю
часть резервуара - необходимое количество нефтепродукта с меньшей
плотностью. При необходимости после заполнения резервуара насосом
осуществляют циркуляцию нефтепродукта до получения однородного
продукта по всей высоте резервуара.
В смесевых резервуарах лаборатория определяет процентное
соотношение нефтепродуктов и составляет карту подачи смесей в
резервуары с нефтепродуктами, имеющими запас по качеству.
Подкачка "тяжелой смеси" проводится в резервуар с дизельным
топливом с запасом по температуре вспышки на взлив 3 - 4 метра,
после чего резервуар заполняется до максимального взлива.
"Легкая смесь" подкачивается в резервуары с небольшими
остатками бензина с последующим заполнением их бензином, имеющим
запас качества по концу кипения.
Рекомендуемые уровни в резервуарах обеспечивают лучшее
перемешивание смесей со стандартными нефтепродуктами в период их
заполнения на полную высоту.
Однородность нефтепродукта в резервуаре определяется путем
послойного отбора проб после 3-, 4-часового отстоя и их анализом в
лаборатории.
Исправление заканчивается, когда лаборатория дает заключение о
стандартности нефтепродукта. Отчет о движении нестандартных
нефтепродуктов оформляется в соответствии с Приложением 7.
7.4. При доведении качества нефтепродуктов до требований
нормативных документов по таким показателям, как плотность,
содержание тетраэтилсвинца, фактических смол, коксуемость,
кислотность, зольность, содержание серы и ароматических
углеводородов, йодное число с помощью смешения, значение
перечисленных показателей смеси будет равно средней арифметической
величине соответствующих показателей взятых для смешения
нефтепродуктов.
То же самое относится к октановому числу неэтилированных
бензинов с одинаковым содержанием тетраэтилсвинца.
Смешение во избежание ухудшения других физико - химических
показателей осуществляется только после предварительного изучения
по паспортам качественных характеристик смешиваемых
нефтепродуктов.
Значение физико - химических показателей (X) смеси, за
исключением вязкости и температуры вспышки, определяется по
формуле
X = (Ma x Xa + Mb x Xb) / (Ma + Mb), (1)
где Ma - масса нефтепродукта, имеющего запас качества по
исправляемому показателю, т;
Mb - масса нестандартного нефтепродукта, т;
X - значение показателя качества после смешения;
Xa - значение показателя качества нефтепродукта, имеющего его
запас;
Xb - значение показателя качества нестандартного
нефтепродукта.
Количественное соотношение смешиваемых нефтепродуктов
определяют по формуле
Ma = [(X - Xb) / (Xa - X)] x Mb, (2)
При необходимости получить искомую пропорцию в процентах по
массе используется формула
A = [(X - Xb) / (Xa - Xb)] x 100, (3)
где A - массовая доля нефтепродукта (в смеси), имеющего запас
качества по исправляемому показателю, % мас.
7.5. При исправлении качества бензинов по октановому числу
смешением бензинов двух марок, значительно отличающихся по
содержанию тетраэтилсвинца, расчетное соотношение компонентов в
смеси, найденное по формуле (1), является ориентировочным и
подлежит уточнению по результатам анализа приготовленного в
лаборатории образца смеси.
7.6. Соотношение компонентов при исправлении фракционного
состава топлив с достаточной для практических целей точностью
определяется по формуле (2).
7.7. Температура вспышки в закрытом тигле и/или вязкость смеси
нефтепродуктов, не подчиняющиеся закону пропорциональности, могут
быть определены по следующей формуле
X = [Xa x Pa + Xb x Pb - K x (Xa - Xb)] / 100, (4)
где X - температура вспышки, град. C, или вязкость смеси, кв.
мм/с (сСт);
Xa, Xb - температуры вспышки (град. C) или вязкости (кв. мм/с,
сСт) компонентов, вовлекаемых в смесь. При этом за Xa принимают
большую из величин;
Pa, Pb - доли компонентов в смеси, % мас.;
K - эмпирический коэффициент, определяемый по кривой 1 при
расчете вязкости и по кривой 2 при расчете температуры вспышки
(см. рисунок) <*>.
--------------------------------
<*> Не приводится.
Приложение 1
(типовая форма)
ПАСПОРТ N ______
____________________________________________________
(название организации (НПЗ, ЛПДС), выдавшей паспорт)
Сведения о сертификате соответствия __________________________
__________________________________________________________________
(N сертификата, срок его действия и орган, его выдавший)
Наименование продукта ________________________________________
Обозначение стандарта (ГОСТ, ТУ) ________ марка, сорт ________
Номер резервуара _____ Взлив (мм) ______ Количество (кг) _____
----T----------------------------T-----------------T-------------¬
¦ N ¦ Наименование показателей ¦ Норма по ¦ Фактически ¦
¦п/п¦ ¦ ГОСТ (ТУ) ¦ ¦
+---+----------------------------+-----------------+-------------+
¦ 1 ¦ ¦ ¦ ¦
+---+----------------------------+-----------------+-------------+
¦ 2 ¦ ¦ ¦ ¦
+---+----------------------------+-----------------+-------------+
¦ 3 ¦ ¦ ¦ ¦
+---+----------------------------+-----------------+-------------+
¦...¦ ¦ ¦ ¦
+---+----------------------------+-----------------+-------------+
¦...¦ ¦ ¦ ¦
+---+----------------------------+-----------------+-------------+
¦...¦ ¦ ¦ ¦
+---+----------------------------+-----------------+-------------+
¦ n ¦ ¦ ¦ ¦
L---+----------------------------+-----------------+--------------
Начальник лаборатории (лаборант) _____________________________
_________________________________
(дата выдачи паспорта)
Значком * отмечаются показатели, проставляемые на ЛПДС по
заводскому паспорту.
По диагонали ставится штамп "Стандартный. Соответствует ГОСТ
(ТУ)...".
Приложение 2
ОБЪЕМ АНАЛИЗОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ
--------T--------------------------------------------------------¬
¦Вид ¦ Анализ ¦
¦нефте- +-----------------T--------------------------------------+
¦продук-¦ ходовой и ¦ контрольный ¦
¦та ¦ приемосдаточный ¦ ¦
+-------+-----------------+--------------------------------------+
¦Топливо¦1. Плотность при ¦1. Плотность при 20 град. C ¦
¦для ре-¦20 град. C ¦2. Содержание механических примесей и ¦
¦актив- ¦2. Содержание ме-¦воды ¦
¦ных ¦ханических при- ¦3. Кинематическая вязкость при ¦
¦двига- ¦месей и воды ¦20 град. C ¦
¦телей ¦3. Кинематическая¦4. Фракционный состав ¦
¦ ¦вязкость при ¦5. Температура вспышки в закрытом ¦
¦ ¦20 град. C (при ¦тигле ¦
¦ ¦необходимости) ¦6. Содержание водорастворимых кислот ¦
¦ ¦4. Температура ¦и щелочей ¦
¦ ¦вспышки в закры- ¦7. Концентрация фактических смол ¦
¦ ¦том тигле ¦8. Температура начала кристаллизации, ¦
¦ ¦ ¦в град. C ¦
+-------+-----------------+--------------------------------------+
¦Автомо-¦1. Цвет ¦1. Цвет ¦
¦бильные¦2. Плотность при ¦2. Плотность при 20 град. C ¦
¦бензины¦20 град. C ¦3. Содержание механических примесей ¦
¦ ¦3. Содержание ¦и воды ¦
¦ ¦механических ¦4. Фракционный состав ¦
¦ ¦примесей и воды ¦5. Содержание водорастворимых кислот ¦
¦ ¦4. Фракционный ¦и щелочей ¦
¦ ¦состав ¦6. Октановое число (при необходимости)¦
¦ ¦ ¦7. Концентрация фактических смол ¦
+-------+-----------------+--------------------------------------+
¦Топлива¦1. Плотность при ¦1. Плотность при 20 град. C ¦
¦дизель-¦20 град. C ¦2. Содержание механических примесей ¦
¦ные ¦2. Содержание ¦3. Содержание воды ¦
¦ ¦механических ¦4. Температура вспышки в закрытом ¦
¦ ¦примесей и воды ¦тигле ¦
¦ ¦3. Температура ¦5. Содержание водорастворимых кислот ¦
¦ ¦вспышки в закры- ¦и щелочей ¦
¦ ¦том тигле ¦6. Содержание серы ¦
¦ ¦4. Содержание ¦7. Температура застывания ¦
¦ ¦серы (при необ- ¦8. Температура помутнения (предельная ¦
¦ ¦ходимости) ¦температура фильтруемости) ¦
¦ ¦ ¦9. Коэффициент фильтруемости (при ¦
¦ ¦ ¦необходимости) ¦
L-------+-----------------+---------------------------------------
Примечание. При необходимости определяются и другие показатели
качества, не указанные в таблице.
Приложение 3
ЖУРНАЛ АНАЛИЗА ПРИНИМАЕМЫХ (ОТКАЧИВАЕМЫХ) НЕФТЕПРОДУКТОВ
-----------------------------------------------------------------¬
¦ Наименование завода - поставщика ¦
+------T------T----------T-----------T---------T--------T--------+
¦ дата ¦время ¦ N р-ра, ¦внешний вид¦плотность¦ конец ¦примеча-¦
¦отбора¦отбора¦куда (или ¦(цвет, на- ¦и темпе- ¦кипения ¦ние ¦
¦ проб ¦ проб ¦ откуда) ¦личие меха-¦ратура ¦а/б или ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ведется ¦нических ¦ ¦Твсп.д/т¦ ¦
¦ ¦ ¦прием (или¦примесей и ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ откачка) ¦воды) ¦ ¦ ¦ ¦
+------+------+----------+-----------+---------+--------+--------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦
+------+------+----------+-----------+---------+--------+--------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+------+----------+-----------+---------+--------+--------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+------+----------+-----------+---------+--------+--------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L------+------+----------+-----------+---------+--------+---------
Приложение 4
ЖУРНАЛ РЕГИСТРАЦИИ ПРОБ НЕФТЕПРОДУКТОВ
----T--------T------T------T------T-------T-----T-------T--------¬
¦ N ¦Наиме- ¦Дата и¦Коли- ¦Место ¦Дата ¦Дата ¦Подпись¦Примеча-¦
¦п/п¦нование ¦время ¦чество¦отбора¦окон- ¦окон-¦отоб- ¦ние ¦
¦ ¦нефте- ¦отбора¦отоб- ¦пробы ¦чания ¦чания¦равшего¦ ¦
¦ ¦продукта¦ проб ¦ранной¦ ¦прове- ¦срока¦пробу ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦пробы ¦ ¦дения ¦хра- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦анализа¦нения¦ ¦ ¦
+---+--------+------+------+------+-------+-----+-------+--------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦
+---+--------+------+------+------+-------+-----+-------+--------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+--------+------+------+------+-------+-----+-------+--------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+--------+------+------+------+-------+-----+-------+--------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L---+--------+------+------+------+-------+-----+-------+---------
Приложение 5
ЖУРНАЛ АНАЛИЗА СВЕТЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ
----T------T------T-----T----T-----T------T------T--------T------¬
¦ N ¦ N ¦Дата ¦Наи- ¦ГОСТ¦Наи- ¦Место ¦Плот- ¦Плот- ¦Окта- ¦
¦п/п¦пробы,¦прове-¦мено-¦(ТУ)¦мено-¦отбора¦ность ¦ность ¦новое ¦
¦ ¦дата и¦дения ¦вание¦ ¦вание¦ проб ¦и ¦при 20 ¦(цета-¦
¦ ¦время ¦ана- ¦и ¦ ¦пос- ¦ ¦темпе-¦град. C,¦новое)¦
¦ ¦отбора¦лиза ¦марка¦ ¦тав- ¦ ¦ратура¦кг / ¦число ¦
¦ ¦ ¦ ¦н/пр.¦ ¦щика ¦ ¦н/пр. ¦куб. м ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦н/пр.¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------+------+-----+----+-----+------+------+--------+------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦ 10 ¦
+---+------+------+-----+----+-----+------+------+--------+------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L---+------+------+-----+----+-----+------+------+--------+-------
Продолжение таблицы
----------T-----------T------------------------------------------¬
¦Массовая ¦ Давление ¦ Фракционный состав ¦
¦концентр.¦насыщенных +----T---T---T---T---T---T----T------T-----+
¦ свинца, ¦паров, кПа ¦н.к.¦10%¦50%¦90%¦96%¦98%¦к.к.¦оста- ¦оста-¦
¦ г на 1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ток, %¦ток и¦
¦ куб. дм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦поте-¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ри, %¦
+---------+-----------+----+---+---+---+---+---+----+------+-----+
¦ 11 ¦ 12 ¦ 13 ¦
+---------+-----------+----T---T---T---T---T---T----T------T-----+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L---------+-----------+----+---+---+---+---+---+----+------+------
Продолжение таблицы
--------T-----T-------T-------T------T------T------T-------T-----¬
¦Кислот-¦Вяз- ¦Коэффи-¦Т ¦Т по- ¦Т за- ¦Пред. ¦Содер- ¦Испы-¦
¦ность, ¦кость¦циент ¦вспышки¦мутне-¦стыва-¦тем-ра¦жание ¦тание¦
¦мг КОН ¦кине-¦фильт- ¦в зак- ¦ния, ¦ния, ¦фильт-¦водо- ¦на ¦
¦на 100 ¦мати-¦руемо- ¦рытом ¦град. ¦град. ¦руемо-¦раство-¦мед- ¦
¦кв. см ¦чес- ¦сти ¦тигле, ¦C ¦C ¦сти, ¦римых ¦ной ¦
¦ ¦кая, ¦ ¦град. C¦ ¦ ¦град. ¦кислот ¦плас-¦
¦ ¦сСт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦C ¦и ¦тине ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦щелочей¦ ¦
+-------+-----+-------+-------+------+------+------+-------+-----+
¦ 14 ¦ 15 ¦ 16 ¦ 17 ¦ 18 ¦ 19 ¦ 20 ¦ 21 ¦ 22 ¦
+-------+-----+-------+-------+------+------+------+-------+-----+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-------+-----+-------+-------+------+------+------+-------+------
Продолжение таблицы
-----------T-----------T----T-------T----------T--------T--------¬
¦Содержание¦Содержание ¦Цвет¦Содер- ¦Содержание¦ Йодное ¦Массовая¦
¦ серы, % ¦факт. смол,¦ ¦жание ¦механи- ¦число, г¦доля ¦
¦ ¦ мг / ¦ ¦воды ¦ческих ¦йода на ¦меркап- ¦
¦ ¦ 100 куб. ¦ ¦ ¦примесей ¦ 100 г ¦тановой ¦
¦ ¦ см ¦ ¦ ¦ ¦топлива ¦серы, % ¦
+----------+-----------+----+-------+----------+--------+--------+
¦ 23 ¦ 24 ¦ 25 ¦ 26 ¦ 27 ¦ 28 ¦ 29 ¦
+----------+-----------+----+-------+----------+--------+--------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L----------+-----------+----+-------+----------+--------+---------
Продолжение таблицы
-------------T------------T----------------T----------T----------¬
¦ Содержание ¦Зольность, %¦Коксуемость, 10%¦Заключение¦ Подпись ¦
¦сероводорода¦ ¦ остатка, % ¦ ¦лаборанта ¦
+------------+------------+----------------+----------+----------+
¦ 30 ¦ 31 ¦ 32 ¦ 33 ¦ 34 ¦
+------------+------------+----------------+----------+----------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L------------+------------+----------------+----------+-----------
Допускается вести в одном журнале запись анализов ходовых проб
и проб нефтепродуктов из резервуаров каждой марки нефтепродукта
(пример для автомобильных бензинов в таблице 5а).
Приложение 5а
ЖУРНАЛ АНАЛИЗА СВЕТЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ
(АВТОМОБИЛЬНЫХ БЕНЗИНОВ)
-------T-----T-------T------T-----T----T----T-----------T-----T---T-----T-----¬
¦Поряд-¦По- ¦Дата ¦Наи- ¦Плот-¦Ок- ¦На- ¦Фракционный¦Ко- ¦Ос-¦Оста-¦Кис- ¦
¦ковый ¦ряд- ¦поступ-¦мено- ¦ность¦та- ¦чало¦ состав ¦нец ¦та-¦ток, ¦лот- ¦
¦номер ¦ковый¦ления ¦вание ¦ ¦но- ¦пе- +---T---T---+кипе-¦ток¦поте-¦ность¦
¦анали-¦номер¦пробы ¦неф- ¦ ¦вое ¦ре- ¦10%¦50%¦90%¦ния ¦в %¦ри в ¦ ¦
¦за ¦пробы¦на ана-¦тепро-¦ ¦чис-¦гон-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦% ¦ ¦
¦ ¦ ¦лиз, ¦дукта ¦ ¦ло ¦ки ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦откуда ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦отоб- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦рана ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+-----+-------+------+-----+----+----+---+---+---+-----+---+-----+-----+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦10 ¦ 11 ¦12 ¦ 13 ¦ 14 ¦
+------+-----+-------+------+-----+----+----+---+---+---+-----+---+-----+-----+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L------+-----+-------+------+-----+----+----+---+---+---+-----+---+-----+------
Продолжение таблицы
------------------------------T------T------T-------T----T-------¬
¦ Содержание ¦Проба ¦Давле-¦Индук- ¦ГОСТ¦Заклю- ¦
+------T----T-------T---------+на ¦ние ¦ционный¦или ¦чение ¦
¦факти-¦серы¦механи-¦водораст-¦медную¦насы- ¦период ¦ ТУ ¦ ¦
¦ческих¦ ¦ческих ¦воримых ¦плас- ¦щенных¦ ¦ ¦ ¦
¦смол ¦ ¦приме- ¦кислот ¦тину ¦паров ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦сей ¦и щелочей¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+----+-------+---------+------+------+-------+----+-------+
¦ 15 ¦ 16 ¦ 17 ¦ 18 ¦ 19 ¦ 20 ¦ 21 ¦ 22 ¦ 23 ¦
+------+----+-------+---------+------+------+-------+----+-------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L------+----+-------+---------+------+------+-------+----+--------
Приложение 6
Образец
АКТ
ОТБОРА ПРОБ НЕФТЕПРОДУКТОВ
ОТ "___" ________________ 19__ Г.
Комиссия в составе председателя ______________________________
и членов _________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________ от _________________________ провела отбор проб
нефтепродуктов ___________________________________________________
-------T---------------T---------T---------------T---------------¬
¦ N ¦ Наименование ¦ Место ¦ Количество ¦ Наименование ¦
¦пробы ¦ нефтепродукта ¦ отбора ¦ отобранных ¦ поставщика и ¦
¦ ¦ (ГОСТ или ТУ) ¦ пробы ¦ проб ¦ дата отгрузки ¦
+------+---------------+---------+---------------+---------------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦
+------+---------------+---------+---------------+---------------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L------+---------------+---------+---------------+----------------
Пробы отобраны согласно ГОСТ 2517 в чистую, сухую посуду и
опечатаны печатью.
Пробы отобраны для анализа в лаборатории _____________________
__________________________________________________________________
Председатель комиссии: _______________________________
Члены: _______________________________________________
_______________________________________________
_______________________________________________
Приложение 7
ОТЧЕТ О ДВИЖЕНИИ НЕСТАНДАРТНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ
ЗА 199__ ГОД
(в тоннах)
-----T--------------------------T--------------------------------¬
¦ N ¦ Показатели ¦ Количество нефтепродуктов ¦
¦стр.¦ за отчетный _________ +-------T-------T-------T--------+
¦ ¦ (год) ¦ ДТ ¦ АБ ¦ ТС ¦ всего ¦
+----+--------------------------+-------+-------+-------+--------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦
+----+--------------------------+-------+-------+-------+--------+
¦ 1. ¦Поступило нестандартных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦нефтепродуктов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-------+-------+--------+
¦ 2. ¦Испорчено стандартных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-------+-------+--------+
¦ 3. ¦Взято на смешение и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦перечисление ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-------+-------+--------+
¦ 4. ¦Исправлено ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-------+-------+--------+
¦ 5. ¦Закачано в МНПП ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-------+-------+--------+
¦ 6. ¦Перечислено в другие сорта¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+--------------------------+-------+-------+-------+--------+
¦ 7. ¦Остаток нестандартных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦нефтепродуктов на конец ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦отчетного года ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L----+--------------------------+-------+-------+-------+---------
"___" ______________ 19__ г.
Руководитель ________________________________
(фамилия и N телефона)
Исполнитель _________________________________
(фамилия и N телефона)
Приложение 8
ПЕРЕЧЕНЬ
ИСПОЛЬЗОВАННЫХ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ
1. Закон Российской Федерации "О защите прав потребителей" с
внесенными изменениями и дополнениями от 5 декабря 1995 г.
2. "Положение о поставках продукции производственно -
технического назначения", утв. Постановлением Совета Министров
СССР от 25 июля 1988 г. N 888.
3. "Инструкция о порядке приемки продукции производственно -
технического назначения и товаров народного потребления по
качеству", утв. Постановлением Госарбитража СССР при Совете
Министров СССР от 25 апреля 1966 г. N П-7 с дополнениями и
изменениями, внесенными Постановлениями Госарбитража СССР от
29 декабря 1973 г. N 81, от 14 ноября 1974 г. N 98, от 23 июля
1975 г. N 115.
4. ГОСТ 2517-85 "Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб" (с
Изменением N 1).
5. ГОСТ 1510-84 "Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка,
транспортирование и хранение".
6. РД 50-194-80 "Методические указания. Аттестация
аналитических лабораторий предприятий и организаций. Основные
положения".
7. МИ 2427-97 "ГСИ. Оценка состояния измерений в испытательных
и измерительных лабораториях".
8. Система аккредитации аналитических лабораторий "Аналитика",
введена 01.03.1993.
9. Сборник нормативных документов для аналитических
лабораторий предприятий нефтепродуктообеспечения:
- "Типовые нормы времени по отбору проб нефтепродуктов".
Утверждены 13.02.1991 концерном "Роснефтепродукт";
- "Типовые нормы времени на проведение лабораторных работ по
анализам нефтепродуктов в аналитических лабораториях предприятий
нефтепродуктообеспечения". Утверждены 10.01.1990
Госкомнефтепродуктом РСФСР.
10. Инструкция по технологии последовательной перекачки
нефтепродуктов по магистральным трубопроводам.
11. РД 153-39-011-97 "Инструкция по учету нефтепродуктов на
магистральных нефтепродуктопроводах".
12. РД 153-39.4-001-96 "Правила сдачи нефтепродуктов на
нефтебазы, АЗС и склады ГСМ по отводам магистральных
нефтепродуктопроводов".
13 "Инструкция по транспортировке топлива для реактивных
двигателей по нефтепродуктопроводам". Утверждена 29.07.1982
Госкомнефтепродуктом СССР.
14. "Правила технической эксплуатации магистральных
нефтепродуктопроводов".
15. "Правила технической эксплуатации резервуаров". Утверждены
26.12.1986 Госкомнефтепродуктом СССР.
16. "Правила пожарной безопасности при эксплуатации
предприятий АК "Транснефтепродукт", утв. Минтопэнерго России
02.12.1996.
17. РД 112 РСФСР-039-91 "Методика аттестации аналитических
лабораторий предприятий Российского Государственного концерна по
обеспечению нефтепродуктами "Роснефтепродукт". Утверждена
17.09.1991.
18. Правила по охране труда при эксплуатации магистральных
нефтепродуктопроводов, 1998 г.
19. РД 112-РСФСР-040-91 "Положение об организации контроля и
обеспечения сохранности качества нефтепродуктов в системе
Российского Государственного концерна по обеспечению
нефтепродуктами "Роснефтепродукт". Утв. 17.10.1991.
20. ГОСТ Р 8.563-96 "Государственная система обеспечения
единства измерений. Методики выполнения измерений".
21. ПР 50.2.006-94 "ГСИ. Поверка средств измерений.
Организация и порядок проведения".
|
