SdelanoRI.ru

Ваш адвокат

Закон 2153

Инструкция Банка России от 30 мая 2014 г. N 153-И «Об открытии и закрытии банковских счетов, счетов по вкладам (депозитам), депозитных счетов» (с изменениями и дополнениями)

Инструкция Банка России от 30 мая 2014 г. N 153-И
«Об открытии и закрытии банковских счетов, счетов по вкладам (депозитам), депозитных счетов»

С изменениями и дополнениями от:

14 ноября 2016 г.

На основании Федерального закона от 10 июля 2002 года N 86-ФЗ «О Центральном банке Российской Федерации (Банке России)» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, N 28, ст. 2790; 2003, N 2, ст. 157; N 52, ст. 5032; 2004, N 27, ст. 2711; N 31, ст. 3233; 2005, N 25, ст. 2426; N 30, ст. 3101; 2006, N 19, ст. 2061; N 25, ст. 2648; 2007, N 1, ст. 9, ст. 10; N 10, ст. 1151; N 18, ст. 2117; 2008, N 42, ст. 4696, ст. 4699; N 44, ст. 4982; N 52, ст. 6229, ст. 6231; 2009, N 1, ст. 25; N 29, ст. 3629; N 48, ст. 5731; 2010, N 45, ст. 5756; 2011, N 7, ст. 907; N 27, ст. 3873; N 43, ст. 5973; N 48, ст. 6728; 2012, N 50, ст. 6954; N 53, ст. 7591, ст. 7607; 2013, N 11, ст. 1076; N 14, ст. 1649; N 19, ст. 2329; N 27, ст. 3438, ст. 3476, ст. 3477; N 30, ст. 4084; N 49, ст. 6336; N 51, ст. 6695, ст. 6699; N 52, ст. 6975; 2014, N 19, ст. 2311, ст. 2317), Федерального закона «О банках и банковской деятельности» (в редакции Федерального закона от 3 февраля 1996 года N 17-ФЗ) (Ведомости Съезда народных депутатов РСФСР и Верховного Совета РСФСР, 1990, N 27, ст. 357; Собрание законодательства Российской Федерации, 1996, N 6, ст. 492; 1998, N 31, ст. 3829; 1999, N 28, ст. 3459, ст. 3469; 2001, N 26, ст. 2586; N 33, ст. 3424; 2002, N 12, ст. 1093; 2003, N 27, ст. 2700; N 50, ст. 4855; N 52, ст. 5033, ст. 5037; 2004, N 27, ст. 2711; N 31, ст. 3233; 2005, N 1, ст. 18, ст. 45; N 30, ст. 3117; 2006, N 6, ст. 636; N 19, ст. 2061; N 31, ст. 3439; N 52, ст. 5497; 2007, N 1, ст. 9; N 22, ст. 2563; N 31, ст. 4011; N 41, ст. 4845; N 45, ст. 5425; N 50, ст. 6238; 2008, N 10, ст. 895; 2009, N 1, ст. 23; N 9, ст. 1043; N 18, ст. 2153; N 23, ст. 2776; N 30, ст. 3739; N 48, ст. 5731; N 52, ст. 6428; 2010, N 8, ст. 775; N 27, ст. 3432; N 30, ст. 4012; N 31, ст. 4193; N 47, ст. 6028; 2011, N 7, ст. 905; N 27, ст. 3873, ст. 3880; N 29, ст. 4291; N 48, ст. 6728, ст. 6730; N 49, ст. 7069; N 50, ст. 7351; 2012, N 27, ст. 3588; N 31, ст. 4333; N 50, ст. 6954; N 53, ст. 7605, ст. 7607; 2013, N 11, ст. 1076; N 19, ст. 2317, ст. 2329; N 26, ст. 3207; N 27, ст. 3438, ст. 3477; N 30, ст. 4084; N 40, ст. 5036; N 49, ст. 6336; N 51, ст. 6683, ст. 6699; 2014, N 6, ст. 563; N 19, ст. 2311, ст. 2317) (далее — Федеральный закон «О банках и банковской деятельности»), Федерального закона от 7 августа 2001 года N 115-ФЗ «О противодействии легализации (отмыванию) доходов, полученных преступным путем, и финансированию терроризма» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2001, N 33, ст. 3418; 2002, N 30, ст. 3029; N 44, ст. 4296; 2004, N 31, ст. 3224; 2005, N 47, ст. 4828; 2006, N 31, ст. 3446, ст. 3452; 2007, N 16, ст. 1831; N 31, ст. 3993, ст. 4011; N 49, ст. 6036; 2009, N 23, ст. 2776; N 29, ст. 3600; 2010, N 28, ст. 3553; N 30, ст. 4007; N 31, ст. 4166; 2011, N 27, ст. 3873; N 46, ст. 6406; 2012, N 30, ст. 4172; N 50, ст. 6954; 2013, N 19, ст. 2329; N 26, ст. 3207; N 44, ст. 5641; N 52, ст. 6968; 2014, N 19, ст. 2315, ст. 2335) (далее — Федеральный закон N 115-ФЗ), части второй Гражданского кодекса Российской Федерации (Собрание законодательства Российской Федерации, 1996, N 5, ст. 410) и в соответствии с решением Совета директоров Банка России (протокол заседания Совета директоров Банка России от 29 мая 2014 года N 18) Банк России устанавливает порядок открытия и закрытия в Российской Федерации кредитными организациями, Банком России (далее — банки) банковских счетов, счетов по вкладам (депозитам), депозитных счетов (далее — счета) юридическим лицам, физическим лицам, индивидуальным предпринимателям, физическим лицам, занимающимся в установленном законодательством Российской Федерации порядке частной практикой, а также судам, подразделениям службы судебных приставов, правоохранительным органам (далее — клиенты) в валюте Российской Федерации и иностранных валютах.

Настоящая Инструкция не распространяется на порядок открытия и закрытия счетов, открываемых в соответствии с законодательством Российской Федерации о выборах и референдуме, счетов, открываемых в расположенных за пределами территории Российской Федерации обособленных подразделениях кредитных организаций, созданных в соответствии с законодательством Российской Федерации, а также счетов, открываемых по иным основаниям, отличным от договора банковского счета, вклада (депозита), депозитного счета.

Председатель
Центрального Банка
Российской Федерации

Зарегистрировано в Минюсте РФ 19 июня 2014 г.
Регистрационный N 32813

Пересмотрен порядок открытия и закрытия банковских счетов, счетов по вкладам (депозитам), депозитных счетов. Он не претерпел существенных изменений. Отметим некоторые нововведения.

Так, учтены законодательные поправки в области бухучета. Речь идет об отмене института контрольной подписи бухгалтерского работника. В связи с этим в карточке образцы подписей уполномоченных лиц приводятся подряд (без разделения на тех, кто обладает правом первой и второй подписи).

Закреплена возможность оформления копий документов, представленных для открытия счета, в электронном виде. Они составляются должностным лицом банка и заверяются аналогом его собственноручной подписи.

Основания для непредставления карточки с образцами подписей и оттиска печати физическим лицом распространены на юрлиц.

Кроме того, новый порядок приведен в соответствии с поправками к ГК РФ. В частности, установлены особенности открытия и закрытия номинального счета, счета эскроу и залогового счета.

При открытии номинального счета, счета эскроу банк должен располагать сведениями о бенефициаре и об основании его участия в отношениях по договору такого счета. Также он должен располагать сведениями о залогодержателе залогового счета. По счету эскроу право подписи может быть передано бенефициару на основании договора, по которому эскроу-агентом является банк. В этом случае в банк представляется карточка, для цели оформления которой бенефициар счета эскроу рассматривается в качестве клиента банка.

Отражены изменения и в «антиотмывочный» закон. Так, для открытия счета банк должен принять обоснованные и доступные в сложившихся обстоятельствах меры по идентификации бенефициарных владельцев.

Новая инструкция вступает в силу с 1 июля 2014 г. Внутренние документы должны быть приведены в соответствие с ней в течение 3 месяцев после указанной даты.

Инструкция Банка России от 30 мая 2014 г. N 153-И «Об открытии и закрытии банковских счетов, счетов по вкладам (депозитам), депозитных счетов»

Настоящая Инструкция вступает в силу с 1 июля 2014 г.

Текст Инструкции публикован в «Вестнике Банка России» от 26 июня 2014 г. N 60

В настоящий документ внесены изменения следующими документами:

Указание Банка России от 14 ноября 2016 г. N 4189-У

base.garant.ru

Проверка использования средств на оплату труда в государственных (муниципальных) учреждениях

Затраты на оплату труда имеют наибольший удельный вес в общей сумме всех расходов государственного (муниципального) учреждения. Именно по этой причине проверка произведенных организацией затрат на выплаты работникам в соответствии с трудовым законодательством может быть выделена как самостоятельный ее объект либо являться частью вопросов общей программы проверки финансово-хозяйственной деятельности организации. Здесь мы обратим внимание читателей на некоторые ошибки и нарушения, которые выявляются по результатам контрольных мероприятий и влекут за собой материальную, административную ответственность и судебные разбирательства.

style=»display:inline-block;width:240px;height:400px»
data-ad-client=»ca-pub-4472270966127159″
data-ad-slot=»1061076221″>

Предмет проверки. При проведении контрольного мероприятия перед проверяющим лицом ставится задача проверить основные вопросы, относящиеся к объекту проверки:
— соответствие системы оплаты труда учреждения требованиям ст. 8, 135, 144, 371 и 372 ТК РФ и других нормативных правовых документов;

— правильность составления штатного расписания с учетом утвержденной структуры, выделенного фонда оплаты труда, нормативной численности;
— наличие утвержденного в установленном порядке штатного расписания, соответствие фактической структуры и численности работников учреждения утвержденному штату;
— правильность установления должностных окладов и надбавок к заработной плате в соответствии с законодательством РФ;
— правильность применения и начисления районного коэффициента и северных надбавок в районах Крайнего Севера и приравненных к ним местностях;
— обоснованность расходования средств на премирование и оказание материальной помощи работникам проверяемых организаций;
— правильность определения среднего заработка для расчета отпускных сумм и других выплат;
— полнота и своевременность выплаты заработной платы и других социальных выплат за счет средств бюджета.
Перечень документов, подлежащих проверке. Он определяется программой проверки. Однако вне зависимости от сферы деятельности государственного (муниципального) учреждения будут затребованы кадровые документы (приказы о приеме на работу, увольнении, сокращении, переводе, уходе в отпуск),положение об оплате труда, коллективный договор, штатное расписание и документы по расчету зарплаты и иных выплат, к которым, в частности, относятся:
— журнал операций расчетов по оплате труда;
— табели учета использования рабочего времени и расчета зарплаты;
— карточки-справки по начислению зарплаты в разрезе конкретных работников (лицевые счета), расчетно-платежные ведомости.
Напомним, что расчеты с сотрудниками по оплате труда и прочим выплатам концентрируются на счетах:
— 302 11 «Расчеты по заработной плате» (обоснованность расчетов по зарплате);
— 302 12 «Расчеты по прочим выплатам» (обоснованность расчетов по компенсациям и иным аналогичным выплатам);
— 304 02 «Расчеты с депонентами» (обоснованность расчетов по зарплате, стипендиям, не полученным в срок).
Все результаты проведенной проверки фиксируются в акте проверки. Ниже приведем перечень ошибок и нарушений, которые встречаются при проверке расходов на оплату труда.
Нарушения, выявляемые при проверке расходов на оплату труда. Как было отмечено выше, проверка расходов на оплату труда и иных выплат начинается с изучения документов, которые служат основанием для осуществления расчетов между работодателем и работником. На первом этапе проводится правовая оценка осуществления выплат. В случае обнаружения несоответствия, а также выявления каких-либо нарушений встает вопрос об обоснованности всех произведенных расходов на выплату зарплаты и иных выплат, обусловленных трудовым договором. Напомним, что зарплата выплачивается работникам, принятым на должности, предусмотренные штатным расписанием. Оплата труда штатным работникам осуществляется в соответствии с нормами ст. 129, 135, 144 ТК РФ.
В силу ст. 144 системы оплаты труда в государственных учреждениях субъектов РФ устанавливаются коллективными договорами, соглашениями, локальными нормативными актами в соответствии с федеральными законами и иными нормативными правовыми актами РФ, законами и иными нормативными правовыми актами субъектов РФ. Таким образом, основополагающим документом для выплаты заработной платы является положение по оплате труда, которое разрабатывается на основании нормативно-правовых актов субъекта РФ.
Выплаты стимулирующего характера устанавливаются к должностным окладам, ставкам зарплаты работников в пределах фонда оплаты труда с учетом мнения представительного органа работников. Их перечень (для учреждений) утверждается нормативным актом субъекта РФ. Например, для казенных, бюджетных, автономных учреждений Нижегородской области такой перечень утвержден Приказом департамента социальной защиты населения, труда и занятости Нижегородской области от 18.06.2008 N 230 (см. Постановление Правительства Нижегородской области от 23.07.2008 N 296).
Выплаты стимулирующего характера являются составной частью зарплаты. Они устанавливаются к должностному окладу и выплачиваются работнику с учетом критериев, позволяющих оценить результативность и качество его работы. Критерии утверждаются руководителем учреждения с учетом мнения представительного органа работников. Как отмечается в Постановлении ФАС ВВО от 09.06.2014 по делу N А11-3916/2013, если критерии не выполняются, то платить стимулирующие надбавки неправомерно.
Аналогичного подхода в части правомерности следует придерживаться в отношении компенсационных выплат. Как указано в Постановлении Десятого арбитражного апелляционного суда от 05.09.2016 N 10АП-11360/2016 по делу N А41-85751/15, если по итогам проведения аттестации рабочих мест (в настоящее время – специальная оценка условий труда) не установлены вредные (опасные) условия труда, то работникам не устанавливается повышенный размер оплаты труда и не предоставляется дополнительный отпуск.
Нередко на практике выявляются случаи злоупотребления руководящих работников своим служебным положением. В качестве примера приведем Апелляционное определение Забайкальского краевого суда от 30.03.2016 по делу N 33-1307/2016. Сотрудник, занимая руководящую должность в образовательном учреждении, по личной заинтересованности издал приказ о приеме на работу третьего лица, которое служебных обязанностей не исполняло. При этом он утверждал табели учетного времени, проставлял якобы отработанные названным лицом часы, создал условия для начисления ему заработной платы. Преступными действиями данного руководителя был нанесен ущерб бюджету муниципального района.
Аналогичное нарушение рассмотрено в Апелляционном определении Свердловского областного суда от 22.06.2016 по делу N 22-5192/2016. Должностному лицу по приговору суда назначено наказание по ч. 3 ст. 160 УК РФ.
Одним из видов злоупотребления служебным положением является установление руководителем учреждения самому себе стимулирующих надбавок и премий, не предусмотренных трудовым договором, а также без согласия и без наличия распоряжений вышестоящей организации, которое судом будет признано неправомерным расходованием бюджетных средств (см. постановления ФАС СЗО от 10.05.2011 N А42-2180/2010, от 23.05.2011 N А03-13370/2010).
Следующим нарушением, которое выявляется при проверках, является нецелевое использование бюджетных средств на оплату труда и иные выплаты, осуществляемые в соответствии с ТК РФ. Напомним, что на основании ст. 306.4 БК РФ (гл. 30) нецелевым использованием бюджетных средств признаются направление средств бюджета бюджетной системы РФ и оплата денежных обязательств в целях, не соответствующих полностью или частично целям, определенным:
— законом (решением) о бюджете,
— сводной бюджетной росписью, бюджетной росписью, бюджетной сметой, договором (соглашением) либо иным документом, являющимся правовым основанием предоставления указанных средств.
Из норм приведенной статьи следует, что если государственное (муниципальное) учреждение получило бюджетное финансирование на определенные цели, то оно обязано придерживаться порядка их целевого использования. В качестве примера приведем Постановление АС ВВО от 08.05.2015 N Ф01-1013/2015 по делу N А38-1963/2014. Как следует из материалов проверки, учреждение произвело оплату суточных, найма жилого помещения в период служебных командировок аттестованным сотрудникам колонии, имеющим специальные звания, за счет средств, выделенных по виду расходов 112 «Иные выплаты персоналу казенных учреждений, за исключением фонда оплаты труда». Указанные расходы нужно было производить по виду расходов 134 «Иные выплаты персоналу и сотрудникам, имеющим специальные звания». Названное нарушение контрольный орган квалифицировал как нецелевое использование бюджетных средств.
Суд подтвердил, что в данном случае учреждение допустило нецелевое использование бюджетных средств, обосновывая это тем, что наименование и содержание видов расходов 112, 134 не предполагают положений, позволяющих с равным основанием отнести спорные расходы на обе статьи, напротив, определенно предусматривают необходимость применения вида расходов 134.
Аналогичное нарушение рассматривалось в Постановлении Камчатского краевого суда от 28.01.2015 N 4-А-426. Учреждением была произведена оплата расходов по виду расходов 122 «Иные выплаты персоналу, за исключением фонда оплаты труда» на уплату штрафов и сборов при возврате ранее приобретенного авиабилета для проезда к месту командирования и обратно. Данные расходы подлежали отражению по виду расходов 244 «Прочая закупка товаров, работ и услуг для государственных нужд». Таким образом, действия должностного лица учреждения образуют объективную сторону состава административного правонарушения по ст. 15.14 КоАП РФ.
Помимо нецелевого использования бюджетных средств, выявляются аналогичные нарушения в виде неправомерного расходования средств ОМС. В качестве примера приведем Определение ВС РФ от 25.06.2015 N 305-ЭС15-2234 по делу N А41-26768/14. Суть выявленного нарушения заключалась в выплате зарплаты логопедам, которые не участвуют в реализации территориальной программы ОМС.
В другом Постановлении АС ВВО от 27.08.2015 N Ф01-3251/2015 по делу N А31-8803/2014 контрольным органом (ТФОМС) была выявлена выплата зарплаты специалистам, не имеющим действующих сертификатов по соответствующей специальности. Суд на основании пп. 1 п. 1 ст. 100 Федерального закона от 21.11.2011 N 323-ФЗ «Об основах здоровья граждан в Российской Федерации», тарифного соглашения данные действия квалифицировал как нецелевое использование средств ОМС.
В Постановлении АС ВВО от 20.05.2016 N Ф01-1633/2016 по делу N А31-5603/2015 суд поддержал вывод ТФОМС, что выплата разовых премий медицинскому персоналу, не отнесенных к гарантированной заработной плате, является нецелевым использованием средств ОМС. Напомним, что согласно п. 9 ст. 39 Федерального закона от 29.11.2010 N 326-ФЗ «Об обязательном медицинском страховании в Российской Федерации» за использование медицинской организацией не по целевому назначению средств, перечисленных ей по договору на оплату медицинской помощи, она уплачивает:
— штраф в размере 10% суммы нецелевого использования средств;
— пени в размере 1/300 ставки рефинансирования ЦБ РФ, действующей на день предъявления санкций, от суммы нецелевого использования указанных средств за каждый день просрочки.
Очень много нарушений выявляется в части применения отдельных положений ТК РФ. Отдельные из них подробно рассмотрены в главе 8 «Контроль, осуществляемый Рострудом», поэтому в рамках данного материала мы остановимся:
— на нарушении положений ст. 133 ТК РФ в части общего размера заработной платы, который при соблюдении положении данной статьи не может быть менее МРОТ;
— на незаконности удержаний, производимых из зарплаты работников.
Как отмечается в Апелляционном определении Забайкальского краевого суда от 13.04.2016 по делу N 33-1679/2016, устанавливая систему оплаты труда, каждый работодатель должен в равной мере соблюдать положения ч. 3 ст. 133 ТК РФ. Напомним, что указанные положения гарантируют работнику, полностью отработавшему за месяц норму рабочего времени и выполнившему нормы труда (трудовые обязанности), зарплату не ниже МРОТ. При этом районный коэффициент и процентная надбавка за непрерывный стаж работы в районах Крайнего Севера и приравненных к ним местностях должны начисляться на размер заработной платы, составляющий не менее установленного федеральным законодательством МРОТ.
Поскольку судом было установлено, что работодателем не выполнены обязательства по выплате зарплаты работникам в соответствии со ст. 133 ТК РФ, их требования в части нарушенных прав были удовлетворены в полном объеме.
Аналогичные разъяснения приведены в Обзоре ВС РФ практики рассмотрения судами дел, связанных с осуществлением гражданами трудовой деятельности в районах Крайнего Севера и приравненных к ним местностях, утвержденном Президиумом ВС РФ 26.02.2014, определениях ВС РФ от 17.05.2013 N 73-КГ13-1, от 21.12.2012 N 72-КГ12-6.
Обратите внимание: в 2016 году МРОТ был повышен дважды. С 01.01.2016 он составлял 6 204 руб. (Федеральный закон от 14.12.2015 N 376-ФЗ), с 01.07.2016 – 7 500 руб. (Федеральный закон от 02.06.2016 N 164-ФЗ). Поэтому во избежание нарушений рекомендуем проверить порядок расчета заработной платы с указанных дат.
Ни для кого не секрет, что при расчете заработной платы, отпускных, социальных пособий допускаются и счетные, и технические ошибки. Так, если работнику была излишне выплачена зарплата, удержания из сумм, причитающихся ему, для погашения задолженности могут производиться только вследствие счетных ошибок, а также сумм, излишне выплаченных работнику, в случае признания органом по рассмотрению индивидуальных трудовых споров вины работника в невыполнении норм труда или простое. Аналогичные разъяснения приведены в Письме Роструда от 01.10.2012 N 1286-6-1.
Как отметил суд, из буквального толкования норм действующего трудового законодательства следует, что счетной нужно считать ошибку, допущенную в арифметических действиях. В то же время технические ошибки, совершенные по вине работодателя, ошибки используемой им программы, неправильное применение норм права, неправомерное начисление излишних сумм счетными ошибками не являются. Таким образом, удержать излишне выплаченную работнику зарплату вследствие сбоя компьютерной программы без согласия работника нельзя, поскольку данные действия будут неправомерными (см. Апелляционное определение Мурманского областного суда от 22.07.2015 N 33-2153-2015).
Зачастую незаконные удержания из зарплаты производятся при увольнении. Напомним, что в силу положений ст. 137 ТК РФ удержания из зарплаты работника для погашения его задолженности работодателю могут производиться при его увольнении до окончания того рабочего года, в счет которого он уже получил ежегодный оплачиваемый отпуск, за неотработанные дни отпуска. Если работодатель при увольнении сотрудника не произвел удержание сумм оплаты за неотработанные дни отпуска, то он не вправе взыскать эти суммы с бывшего сотрудника в судебном порядке, за исключением случаев недобросовестности в действиях названного лица или счетной ошибки (Апелляционное определение Хабаровского краевого суда от 29.07.2015 по делу N 33-4733/2015).
Следующим нарушением, на которое бы хотелось обратить внимание, является несоблюдение порядка удержания из зарплаты сумм материального ущерба. Напомним, что взыскание с виновного работника суммы причиненного ущерба, не превышающей среднего месячного заработка, производится по распоряжению работодателя (ст. 248 ТК РФ). Распоряжение может быть сделано не позднее одного месяца со дня окончательного установления работодателем размера причиненного работником ущерба. Если месячный срок истек или работник не согласен добровольно возместить причиненный работодателю ущерб, а сумма причиненного ущерба, подлежащая взысканию с работника, превышает его средний месячный заработок, то взыскание может осуществляться только судом. В качестве примера приведем Апелляционное определение Красноярского краевого суда от 02.03.2016 по делу N 33-2830/2016. В связи с ненадлежащим исполнением работником своих должностных обязанностей, выразившимся в использовании в офисных помещениях организации нелицензионного программного обеспечения, был причинен материальный ущерб. Как указали судьи, поскольку факт причинения ответчиком материального ущерба работодателю нашел свое подтверждение, за причиненный ущерб работник несет материальную ответственность в пределах своего среднего месячного заработка в соответствии со ст. 241 ТК РФ. Больший размер удержать организация не вправе.
Подводя итог всему вышесказанному, отметим: несмотря на строгую регламентацию порядка начисления и выплаты заработной платы, экономические службы государственных (муниципальных) учреждений допускают большое количество нарушений, влекущих за собой дисциплинарную, административную, а в отдельных случаях и уголовную ответственность. Руководствуясь изложенной выше информацией, бухгалтеры смогут своевременно выявить и устранить нарушения, допущенные ими при начислении и выплате заработной платы сотрудникам.

Ревизии и проверки государственных (муниципальных) учреждений – 2016 (под общ. ред. д.э.н. Ю.А. Васильева). – «БиТуБи», 2016 г.

www.finexg.ru

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящая рекомендация распространяется 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 устанавливает основные положения по их метрологическому и техническому обеспечению.

Рекомендация может быть использована организациями и предприятиями, осуществляющими приемо-сдаточные операции с жидкими углеводородами.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящей рекомендации приведены ссылки на следующие нормативные документы:

• ПР 50.2.006-94 ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений;

• ПР 50.2.009-94 ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений;

• ГОСТ 8.346-2000 ГСИ. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки;

• ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости;

• ГОСТ 8.570-2000 ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки;

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

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

• ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений;

• ГОСТ Р 8.568-97 ГСИ. Аттестация испытательного оборудования. Основные положения;

• ГОСТ Р 8.569-98 ГСИ. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов. Методика поверки;

• ГОСТ Р 8.595-2002 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений;

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

• ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия;

• ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2000 Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий;

• МИ 1001-99 ГСИ Определение поправочного коэффициента на полную вместимость нефтеналивных танков судов при измерении объема нефти. Методика расчета;

• МИ 2153-2001 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методике выполнения измерений ареометром при учетных операциях;

• МИ 2543-99 ГСИ. Цистерны железнодорожные. Методика поверки объемным методом;

• МИ 2773-2002 ГСИ. Порядок метрологического и технического обеспечения ввода в промышленную эксплуатацию систем измерений количества и показателей качества нефти;

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

• МИ 2825-2003 ГСИ. Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию;

• РД 50-156-79 Определение вместимости и градуировка железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до 30000 м 3 геометрическим методом;

• РД 153-39.4-042-99 Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти.

3 СОКРАЩЕНИЯ

В настоящей рекомендации использованы следующие сокращения:

БИК — блок измерений показателей качества нефти

БИЛ — блок измерительных линий

БФ — блок фильтров

ГНМЦ — государственный научный метрологический центр

КМХ — контроль метрологических характеристик

ЛВС — локальная вычислительная сеть

ЛПДС — линейная производственно-диспетчерская станция

МН — магистральный нефтепровод

MX — метрологические характеристики

НД — нормативные документы

НПЗ — нефтеперерабатывающий завод

НПС — нефтеперекачивающая станция

ПР — преобразователь расхода

ПСП — приемо-сдаточный пункт

ПУ — поверочная установка

РДП — районный диспетчерский пункт

РНУ — районное нефтепроводное управление

СИ — средство измерений

СИКН — система измерений количества и показателей качества нефти

СОИ — система сбора и обработки информации

ТЗ — техническое задание

ЦППН — цех подготовки и перекачки нефти

ИЛ — измерительная линия

4 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

4.1 ПСП — пункт по учету количества и оценке качества нефти, на котором подразделения принимающей и сдающей нефть сторон выполняют операции приема-сдачи нефти.

4.2 Основные задачи ПСП — обеспечение достоверности учета и контроля качества нефти, организационно-техническое обеспечение приемо-сдаточных операций.

При выполнении приема-сдачи нефти на ПСП осуществляют:

— круглосуточный учет количества принимаемой, перекачиваемой, находящейся в наличии и сдаваемой нефти с передачей информации диспетчерским и товарно-транспортным службам;

— отбор проб из резервуаров и нефтепроводов СИКН, испытание нефти, хранение арбитражных проб;

— оформление актов приема-сдачи нефти, паспортов качества, составление отчетов и передача их товарно-транспортным службам;

— контроль технологической схемы транспортировки нефти в пределах зоны ответственности сторон;

— контроль параметров перекачиваемой нефти;

— контроль условий эксплуатации средств измерений и оборудования в соответствии с техническими требованиями;

— контроль MX СИ в межповерочном интервале в процессе эксплуатации;

— контроль доступа к СИ и изменения их MX .

4.3 ПСП осуществляет свою деятельность в соответствии с действующим законодательством, НД в области обеспечения единства измерений, Положением о ПСП.

5 СОСТАВ ПСП

5.1 В состав ПСП входят:

— СИКН (основная схема учета с применением методов динамических измерений);

— резервная схема учета;

— аккредитованная испытательная (аналитическая) лаборатория;

— бытовые и вспомогательные помещения.

5.2 В качестве резервной схемы учета применяют СИКН, меры вместимости (резервуары, танки наливных судов), меры полной вместимости (железнодорожные и автоцистерны).

Резервная схема может принадлежать владельцу СИКН или другой стороне.

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.

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

5.5 Типовая структурная схема ПСП приведена в приложении А.

6 ОРГАНИЗАЦИЯ ПСП

6.1 Решение о создании ПСП принимают сдающая и принимающая нефть стороны.

6.2 Проектирование объектов ПСП проводят на основании утвержденных Заказчиком ТЗ на проектирование (или реконструкцию) ПСП, согласованных сдающей (или принимающей) нефть стороной.

ТЗ на СИКН подлежит метрологической экспертизе с оформлением экспертного заключения.

При разработке ТЗ на проектирование СИКН учитывают положения МИ 2825 и требования раздела 8 настоящей рекомендации.

6.3 Проектирование ПСП выполняют с учетом требований технических условий на подключение, выдаваемых стороной, к которой проводят подключение.

Технические условия должны содержать требования по подключению технологических объектов, организации безопасной эксплуатации совмещенных участков, диспетчерского контроля и управления технологическими объектами, находящимися на стыке производств.

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 интеграцию в существующую информационную систему предприятий).

6.5 Основные параметры ПСП определяют с учетом:

— планируемых объемов перекачки нефти с перспективой на 10 лет;

— максимальных и минимальных режимов перекачки нефти за период времени один час;

— физико-химических свойств нефти.

6.6 Состав СИ и оборудования на ПСП определяют в ТЗ, типы СИ и оборудования определяют в проекте.

6.7 Ввод ПСП в эксплуатацию осуществляют на основании приказов владельца ПСП и сдающей (или принимающей) нефть сторон после ввода СИКН в эксплуатацию в соответствии с МИ 2773, аккредитации испытательной (аналитической) лаборатории и обеспечения СИКН эксплуатационной документацией.

7 ТРЕБОВАНИЯ К ДОКУМЕНТАЦИИ

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.

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 схемы ПСП. Типовая форма паспорта ПСП приведена в приложении В.

7.3 Формы приемо-сдаточных актов, паспортов качества и отчетных документов должны соответствовать формам, оговоренным в договоре между принимающей и сдающей нефть сторонами.

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

7.5 Перечень документов, необходимых для наличия на ПСП, разрабатывают на основании перечня, приведенного в приложении Г, утверждается руководителем организации-владельца ПСП и пересматривают по мере поступления новых документов, но не реже, чем 1 раз в год. Перечень документов согласовывают с принимающей или сдающей стороной.

7.6 Сроки хранения документов на ПСП:

— журнал регистрации телефонограмм — 3 года;

— акты приема-сдачи нефти, паспорта качества нефти — 5 лет;

— журнал учета приемо-сдаточных актов — 5 лет;

— журнал регистрации показаний СИКН (резервуаров) — 5 лет;

— журнал записи проведения испытаний нефти — 1 год;

— журнал записи результатов испытаний нефти — 5 лет;

— доверенности на лиц, оформляющих приемо-сдаточные документы, — 5 лет;

— акты технического состояния СИ в составе СИКН — 3 года;

— документы поверки — 1 год после окончания действия;

— документы КМХ — 1 год после окончания межповерочного интервала;

— журналы приема-сдачи смен, установки и снятия защитных пломб и другие документы, относящиеся к деятельности ПСП — 1 год.

7.7 Владелец ПСП организует архив и обеспечивает хранение документации. Доступ к документам, хранящимся в архиве, строго ограничен.

8 ТРЕБОВАНИЯ К СИКН

8.1 НАЗНАЧЕНИЕ СИКН

СИКН предназначены для автоматизированных измерений массы нефти с погрешностью, не превышающей значений, установленных ГОСТ Р 8.595.

8.2 ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОЧЕЙ СРЕДЫ И СОСТАВ СИКН

8.2.1 Рабочая среда- нефть, соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858.

8.2.2 Характеристика рабочей среды:

— температура ( min — max ), °С;

— плотность ( min — max ), кг/м 3 ;

— вязкость ( min — max ), сСт;

— массовая доля воды, %;

— массовая доля механических примесей, %;

— концентрация хлористых солей, мг/дм 3 ;

— давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.);

— массовая доля серы, %;

— массовая доля парафина, %;

— выход фракций, %, до значений температуры:

— массовая доля сероводорода, млн. -1 (ррт);

— массовая доля метил- и этил-меркаптанов в сумме, млн. -1 (ррт);

— рабочий диапазон давления ( min — max ), МПа;

— рабочее давление, МПа;

— расход нефти минимальный, т/ч (м 3 /ч);

— расход нефти максимальный, т/ч (м 3 /ч).

8.2.3 Состав СИКН:

— пробозаборное устройство по ГОСТ 2517;

— узел подключения передвижной ПУ;

— БФ (при отсутствии в составе измерительных линий);

— система дренажа и канализации;

— при необходимости узел регулирования давления;

— при необходимости узел регулирования расхода через ПУ;

— для предприятий добычи, устройство индикации наличия свободного газа в нефти.

8.2.4 Режим работы СИКН может быть постоянным или периодическим.

8.3 ТРЕБОВАНИЯ К ФУНКЦИОНАЛЬНЫМ ВОЗМОЖНОСТЯМ СИКН

8.3.1 СИКН обеспечивает определение массы нефти (в тоннах).

8.3.2 Основные функции СИКН:

8.3.2.1 Основные функции СИКН с преобразователями массового расхода:

— измерения массы нефти по каждой ИЛ;

— определение массы нефти по СИКН в целом.

8.3.2.2 Основные функции СИКН с преобразователями объемного расхода:

— измерения объема нефти с помощью преобразователей расхода, давления и температуры;

— измерения плотности нефти с помощью поточных преобразователей плотности, давления и температуры;

— определение массы нефти по каждой ИЛ одним из следующих способов:

1-ый — по результатам измерений объема нефти по каждой ИЛ и плотности нефти и приведения измеренных значений к стандартным условиям;

2-ой — по результатам измерений объема нефти по каждой ИЛ и плотности нефти, приведенной к условиям измерений объема;

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

8.3.2.4 Автоматизированное или ручное управление расходом нефти через БИК.

8.3.2.5 Автоматический отбор объединенной пробы (по согласованию сдающей и принимающей сторон):

— пропорционально объему перекачиваемой за смену нефти;

8.3.2.6 Ручной отбор точечной пробы.

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.

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.

8.3.2.9 Автоматический контроль, индикация и сигнализация предельных значений параметров:

— расхода нефти по каждой ИЛ и в БИК;

— температуры по каждой ИЛ и в БИК;

— давления по каждой ИЛ и в БИК;

— массовой доли воды;

— вязкости (при наличии вискозиметра);

— перепада давления на фильтрах;

— наличия свободного газа в нефти (при наличии в проекте данного прибора).

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.

8.3.2.11 Определение массы балласта по данным испытательной (аналитической) лаборатории и по результатам измерений с помощью поточных (лабораторных) анализаторов качества нефти.

8.3.2.12 Регистрация результатов измерений и вычислений, их хранение и передача в системы верхнего уровня.

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.

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

8.4 ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВНЫМ ЧАСТЯМ СИКН

8.4.1 БЛОК ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ (БИЛ)

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.

8.4.1.2 Блок измерительных линий состоит из:

— входного и выходного коллекторов;

— коллектора к ПУ;

— ИЛ (рабочие, резервные и контрольно-резервная);

Число резервных линий: не менее 30 % от числа рабочих.

8.4.1.3 В состав ИЛ с преобразователями объемного расхода входят:

— фильтр тонкой очистки с быстросъемной крышкой, дренажным и воздушным кранами (если не предусмотрен отдельный БФ);

— 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);

— преобразователь температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °С и термокарман для стеклянного термометра за прямым участком после ПР;

— преобразователь давления и манометр с пределами допускаемой относительной погрешности: ± 0,6 % (за прямым участком после ПР);

— запорная арматура с гарантированным перекрытием потока и контролем протечек на выходе линии;

— запорная арматура с гарантированным перекрытием потока и контролем протечек на выходе к ПУ;

— регулятор расхода на выходе линии (при необходимости);

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

— шаровой кран-воздушник на входе линии (при отсутствии фильтра на измерительной линии).

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.

8.4.1.4 В состав ИЛ с преобразователями массового расхода входят:

— запорная арматура на входе ИЛ;

— преобразователь массового расхода с пределами допускаемой относительной погрешности в рабочем диапазоне: ± 0,25 %;

— преобразователь давления и манометр с пределами допускаемой относительной погрешности: ± 0,6 %;

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

— регулятор расхода на выходе ИЛ (при необходимости);

— шаровой кран для дренажа;

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 °С.

8.4.1.6 Запорную арматуру с условным диаметром более 150 мм рекомендуется оснащать электроприводом.

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

8.4.2 БЛОК ИЗМЕРЕНИЙ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ (БИК)

8.4.2.1 БИК располагают в отапливаемом помещении с автоматическим регулированием температуры в заданных пределах, вентиляцией и освещением (освещенность не менее 100 люкс), с контролем загазованности и пожарной сигнализацией.

8.4.2.2 Нефть в БИК отбирают через пробозаборное устройство в соответствии с ГОСТ 2517.

8.4.2.3 В БИК устанавливают:

— поточные преобразователи плотности (рабочий и резервный) с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,36 кг/м 3 ;

— поточные преобразователи влагосодержания (рабочий и резервный) с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,1 % для контроля наличия воды;

— 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);

— манометр и преобразователь давления с пределами допускаемой относительной погрешности: ± 0,6 %;

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

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

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

— при необходимости регулятор расхода нефти через БИК;

— при необходимости систему промывки поточных преобразователей;

— при необходимости фильтры (рабочий и резервный).

8.4.2.4 В состав БИК могут быть включены дополнительные СИ показателей качества нефти (анализаторы содержания соли, серы) и устройство определения свободного газа.

В БИК предусматривают:

— узел для подключения пикнометрической установки рядом с преобразователями плотности;

— место для выполнения измерений плотности нефти ареометром.

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).

8.4.2.6 Демонтаж любого преобразователя плотности, влагосодержания и других СИ не должен нарушать режим работы БИК.

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

8.4.3. ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ СБОРА И ОБРАБОТКИ ИНФОРМАЦИИ (СОИ)

— принимает и обрабатывает сигналы в импульсной, аналоговой и цифровой формах в диапазоне значений, соответствующем диапазону преобразователей;

— обеспечивает сбор, обработку, отображение, регистрацию информации по учету нефти;

— при необходимости принимает и отображает в реальном времени данные с СИ, не участвующих в учетных операциях;

— управляет режимами работы СИКН;

— 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.);

— выполняет функции вторичной аппаратуры стационарной ПУ.

8.4.3.2 СОИ обеспечивает выполнение функций СИКН согласно п. 8.3.2.

8.4.3.3 СОИ обеспечивает хранение архивов информации:

— протокол событий, тренды — 1 мес;

— отчеты за 2 часа, смену, сутки — 3 мес;

— месячные отчеты — 1 год;

— паспорта качества, акты приема-сдачи — 3 мес.

8.4.3.4 Обеспечение доступа:

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).

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

СОИ обеспечивает два уровня доступа. Первый уровень — доступ к изменению технологических (конфигурационных) настроек и параметров оборудования СИКН. Второй уровень — изменение MX СИ СИКН. Изменение регистрационной информации соответствующего уровня доступа допускается после регистрации на данном уровне и только для данного уровня.

Изменение MX СИ СИКН проводит только пользователь, зарегистрированный в системе с правами поверителя. Для обеспечения повышенной защиты MX 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.

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

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

8.4.4 БЛОК ПОВЕРОЧНОЙ УСТАНОВКИ (ПУ)

8.4.4.1 ПУ обеспечивает:

— поверку первичных ПР на месте эксплуатации без нарушения режимов перекачки нефти;

— при смене режимов ПУ гарантированное перекрытие потока с местным и дистанционным контролем протечек;

— производительность, достаточную для поверки ПР во всем диапазоне эксплуатации преобразователей.

Максимальное рабочее давление ПУ: не менее максимального рабочего давления СИКН.

8.4.4.2 Вторичная аппаратура ПУ обеспечивает:

— в автоматизированном режиме переключение и настройку режимов ПУ;

— автоматическую обработку результатов измерений и оформление протоколов поверки и КМХ ПР;

— автоматизированную обработку результатов измерений и оформление протоколов поверки ПУ.

Функции вторичной аппаратуры стационарной ПУ рекомендуется выполнять при помощи СОИ.

8.4.4.3 На входе и выходе ПУ устанавливают:

— преобразователь температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °С и термокарман для стеклянного термометра;

— манометр и преобразователь давления с пределами допускаемой относительной погрешности: ± 0,6 %.

8.4.4.5 В блоке ПУ, не оснащенном стационарными средствами поверки, предусматривают технологическую обвязку для подключения передвижной ПУ 1-го разряда.

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

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

8.4.4.7 ПУ рекомендуется располагать в отапливаемом закрытом помещении с приточно-вытяжной вентиляцией и освещением, контролем загазованности и пожара.

8.4.5 БЛОК ФИЛЬТРОВ (БФ)

8.4.5.1 БФ обеспечивает очистку нефти от посторонних механических включений во всём диапазоне работы СИКН.

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).

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 %.

9 РЕЗЕРВНАЯ СХЕМА УЧЕТА

9.1.1 Требования к СИКН, используемым в резервной схеме учета, должны соответствовать разделу 8 настоящей рекомендации.

9.2.1 Число резервуаров, используемых в резервной схеме учета, определяют в проекте.

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.

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.

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 РД 50-156.

9.2.5 В целях автоматизации учета нефти резервуары оснащают:

— стационарными уровнемерами с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 3 мм;

— стационарными многоточечными преобразователями температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,5 °С;

— стационарными пробоотборниками по ГОСТ 2517.

Допускается применять в качестве резервных СИ:

— переносные СИ уровня;

— переносные преобразователи температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °С или термометры с пределом допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °С (температуру определяют в точечных пробах или на заданном уровне).

9.2.6 Плотность нефти в резервуаре определяют переносным СИ плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,5 кг/м 3 или в лаборатории согласно ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 и МИ 2153 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.

9.2.7 Рекомендуется учет по резервуарам осуществлять измерительными системами определения количества нефти в резервуарах в составе:

— канал измерений уровня нефти на базе уровнемеров с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 3 мм;

— канал измерений уровня подтоварной воды на базе уровнемеров с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 10 мм;

— канал измерений плотности на базе поточных преобразователей плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,5 кг/м 3 ;

— канал измерений температуры нефти на базе преобразователей температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,5 °С;

— устройство обработки информации с пределами относительной погрешности при определении массы нефти: ± 0,1 %.

9.2.8 Применяемые СИ должны иметь действующие свидетельства о поверке.

9.2.9 Погрешность измерений массы нефти с применением резервуаров в качестве мер вместимости должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.595.

9.3 ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЕ ЦИСТЕРНЫ. АВТОЦИСТЕРНЫ

9.3.1 В резервной схеме учета массу нефти в железнодорожных цистернах и автоцистернах определяют:

— по результатам взвешивания на железнодорожных и автомобильных весах;

— по результатам измерений в наливном пункте с помощью резервуаров;

— по результатам измерений в железнодорожных цистернах и автоцистернах.

9.3.2 Железнодорожные цистерны и автоцистерны могут быть использованы для измерений массы нефти как меры полной вместимости. Вместимость железнодорожных цистерн определяют по МИ 2543, автоцистерн — по ГОСТ Р 8.569.

9.3.3 Плотность нефти в цистерне определяют переносным СИ плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,5 кг/м 3 или в лаборатории согласно ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 и МИ 2153 по объединенной пробе, отобранной по ГОСТ 2517.

Температуру измеряют переносным преобразователем температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °С или термометром с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °С в точечных пробах.

9.3.4 Применяемые СИ должны иметь действующие свидетельства о поверке.

9.3.5. Погрешность измерений массы нефти при использовании железнодорожных цистерн и автоцистерн как мер полной вместимости должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.595.

9.4 ТАНКИ НАЛИВНЫХ СУДОВ

9.4.1 В резервной схеме учета массу нефти, отпущенную на речные и морские наливные суда, определяют:

— по данным градуировочных таблиц береговых резервуаров нефтебаз;

— по результатам измерений в танках наливных судов.

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 МИ 1001.

9.4.3 Плотность нефти в танках определяют в лаборатории согласно ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 и МИ 2153 по объединенной пробе, отобранной по ГОСТ 2517.

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

Температуру в точечных пробах измеряют переносным преобразователем температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °С или термометром с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С.

9.4.4 Применяемые СИ должны иметь действующие свидетельства о поверке.

9.4.5 Погрешность измерений массы нефти с применением танков наливных судов в качестве мер вместимости должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.595.

10 ИСПЫТАТЕЛЬНАЯ (АНАЛИТИЧЕСКАЯ) ЛАБОРАТОРИЯ

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 Р ИСО/МЭК 17025.

10.2 Главными функциями испытательной лаборатории являются проведение с требуемой точностью испытаний нефти (в области, установленной аттестатом аккредитации) на соответствие требованиям ГОСТ Р 51858, а также определение физико-химических показателей качества нефти в целях контроля технологических режимов и функционирования автоматизированных средств учета нефти.

10.3 Результаты испытаний нефти оформляют «Паспортом качества нефти» по формам, установленным РД 153-39.4-042.

Испытательная лаборатория должна иметь:

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

— помещения, соответствующие установленным требованиям и нормам;

— оборудование (технические средства) всех видов, необходимое для проведения испытаний проб нефти, для контроля внешних условий, а также соответствующее метрологическое и техническое обслуживание;

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

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

— систему регистрации и прохождения проб нефти;

— систему контроля качества результатов испытаний;

— графики отбора проб нефти;

— графики поверки СИ, аттестации испытательного оборудования и проверки технических характеристик вспомогательного лабораторного оборудования;

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

— программное обеспечение для обработки, регистрации, оформления отчетности и хранения информации.

10.4 В лаборатории для испытаний нефти применяют СИ, тип которых утвержден и внесен в Государственный реестр средств измерений в соответствии с ПР 50.2.009, поверенные согласно ПР 50.2.006.

Испытательное оборудование аттестуют в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.568.

Вновь разрабатываемые и пересматриваемые методики выполнения измерений показателей качества нефти должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.563.

10.5 При лаборатории должно быть помещение для хранения арбитражных проб.

11 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПЕРЕДАЧИ ИНФОРМАЦИИ

11.1 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

11.1.1 Передачу данных учетных операций с ПСП на верхний уровень предприятий принимающей и сдающей сторон обеспечивают непрерывно.

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

11.1.3 Передачу данных по выделенному каналу проводят с использованием технологии, принятой в головном предприятии, осуществляющем централизованный сбор данных.

Для передачи данных с ПСП на верхний уровень предприятий принимающей и сдающей сторон используют интерфейс Ethernet , транспортный протокол IP .

11.2 ОРГАНИЗАЦИЯ ПЕРЕДАЧИ ДАННЫХ

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.

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

11.3 ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕДАЧИ ДАННЫХ

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

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

11.3.3 Информации 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.

11.4 ДАННЫЕ, ОБЯЗАТЕЛЬНЫЕ ДЛЯ ПЕРЕДАЧИ В АВТОМАТИЧЕСКОМ РЕЖИМЕ

11.4.1 В состав передаваемой информации включают следующие данные:

— мгновенный расход нефти;

— объем нефти по каждой ИЛ (для СИКН с преобразователями объемного расхода);

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

— плотность, температура и давление нефти в рабочих условиях;

— плотность, приведенная к условиям измерения объема;

— плотность, приведенная к стандартным условиям;

— показатели качества нефти (массовая доля воды, вязкость при наличии вискозиметра);

— отчеты двухчасовые, сменные и суточные;

— акты приема-сдачи нефти;

— паспорта качества нефти.

11.5 ПЕРИОДИЧНОСТЬ ПЕРЕДАЧИ ОБЯЗАТЕЛЬНЫХ ДАННЫХ

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

11.5.2 Данные информации в виде значений, усредненных за два часа, передают с периодичностью один раз в два часа.

11.5.3 Данные отчетной информации (после формирования паспортов качества нефти и актов приема-сдачи) передают с периодичностью один раз в смену, сутки.

12 ОБЕСПЕЧЕНИЕ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ПСП

12.1 Для обеспечения функционирования ПСП операторную и лабораторию оборудуют системами:

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

— сигнализации пожарной опасности;

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.

12.3 Владелец ПСП обеспечивает в операторной:

— рабочие места дежурного персонала сдающей и принимающей сторон;

— шкафы с ограничением свободного доступа для хранения документации;

— шкафы для одежды, средств индивидуальной защиты;

— комнату приема пищи;

— связь (междугородную, факс, резервную с диспетчерскими службами сторон) на договорной основе.

12.4 Начальника ПСП (инженера ПСП) обеспечивают отдельным служебным помещением с телефонной связью.

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

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

13 ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПСП

13.1 Эксплуатацию объектов ПСП осуществляют согласно требованиям безопасности и обеспечения достоверности учетных операций.

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

13.2 При эксплуатации ПСП обеспечивают:

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

— постоянный контроль и регистрацию значений технологических параметров;

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

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

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

— поверку СИ и КМХ СИ в межповерочном интервале;

— пломбирование запорной арматуры для обеспечения сохранности технологической схемы транспортировки нефти;

— пломбирование СИ СИКН с целью контроля доступа к СИ и изменения их MX ;

— проверку сохранности пломб при сдаче-приеме смены персоналом принимающей и сдающей нефть сторон.

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

13.3 Измерительные линии СИКН, запорная арматура ПСП, резервуары и трубопроводы должны быть пронумерованы, их нумерация должна соответствовать утвержденным технологическим схемам.

13.4 Эксплуатация СИКН проводят на основании разработанной владельцем ПСП «Инструкции по эксплуатации СИКН», учитывающей конкретные условия и порядок организации эксплуатации.

13.5 Метрологическое и техническое обеспечение эксплуатации СИКН осуществляют в соответствии с МИ 2775.

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 СНиП 23-05 «Естественное и искусственное освещение».

13.8 СИ и оборудование, используемые во взрывоопасной зоне, должны быть взрывозащищённого исполнения, иметь соответствующую маркировку и разрешение Госгортехнадзора на применение.

13.9 При эксплуатации оборудования и СИ, относящихся к электроустановкам, соблюдают требования «Правил эксплуатации электроустановок потребителей» (ПЭЭП), «Межотраслевых правил по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок».

14 ПЕРСОНАЛ ПСП

14.1 Номенклатуру должностей, количество оперативного персонала на конкретный ПСП устанавливают с учетом:

— Положения о ПСП;

— режима работы системы учета (круглосуточный, циклический, периодический);

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

— требований по организации безопасного проведения работ при технологических операциях (измерения уровней РВС, налива в танкеры, цистерны);

— сменной работы и продолжительности рабочей недели;

— регламента технического обслуживания оборудования и СИ;

— норм времени на техническое обслуживание оборудования и СИ.

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

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 схемы приема-сдачи нефти, технологических трубопроводов и узлов переключений.

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).

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.

15 ВЗАИМООТНОШЕНИЯ СТОРОН

15.1 Взаимоотношения сторон при эксплуатации ПСП оговаривают в Инструкции (Регламенте) по взаимоотношениям и договорах между принимающей и сдающей сторонами.

15.2 Операции по приему-сдаче нефти проводят совместно принимающей и сдающей сторонами.

Ответственность за своевременное и правильное оформление приемосдаточных документов несёт владелец ПСП.

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

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.

15.5 Регламентные работы (проверка пломбировки СИ, пломбирование запорной арматуры, отбор проб, снятие показаний) проводит персонал принимающей и сдающей сторон совместно.

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.

Порядок действий при переходе на резервную схему учета должен соответствовать РД 153-39.4-042.

15.7 При отказе основной и резервной схем учет нефти осуществляют способом, регламентированным соглашением сторон.

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

Рекомендуемый состав комиссии — по одному специалисту с каждой стороны:

— руководитель (ведущий инженер) товарно-транспортной службы;

— инженер службы качества;

— представители других служб (при необходимости).

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

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

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

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Типовая структурная схема ПСИ

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Рекомендации по разработке Положения о ПСП

Положение о ПСП оформляют в соответствии с требованиями к оформлению организационно-распорядительных документов.

Первый лист оформляют на общем бланке предприятия с указанием полного наименования и организационно-правовой формы. Титульный лист не оформляют.

Положение подписывает начальник ПСП и утверждает вышестоящий руководитель.

— с кадровой службой предприятия;

— с юридическим отделом;

— со структурными подразделениями предприятия, с которыми ПСП осуществляет административное и оперативное взаимодействие.

Текстовая часть Положения состоит из следующих разделов:

— Права и ответственность

— Связи с отделами и службами головного предприятия (или Информация и документация)

— Контроль, проверка и ревизия деятельности.

1. Общие положения

В разделе отражают следующую информацию:

— полное название ПСП в соответствии с организационной структурой предприятия, в состав которого входит ПСП; в скобках приводят сокращенное наименование;

— место в системе управления (например, «ПСП является самостоятельным структурным подразделением предприятия» или «ПСП является структурным подразделением в составе . »);

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

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

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

— кто утверждает структуру и штаты;

— НД, которыми ПСП руководствуется в своей деятельности (например, «В своей деятельности ПСП руководствуется: действующим законодательством, государственными стандартами, нормативными документами отрасли, документами органов управления предприятием, действующими нормативными и технологическими документами предприятия, производственными инструкциями, правилами внутреннего трудового распорядка и настоящим положением»).

2. Основные функции

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

3. Права и ответственность

В разделе соблюдают следующую последовательность изложения текста:

— права, необходимые для выполнения функций ПСП;

— права других должностных лиц (например, операторов, инженеров по учету, лаборантов химического анализа).

ПСП могут быть предоставлены права:

— принимать решения о переключении с основной схемы учета на резервную по соглашению сторон;

— получать информацию, необходимую для выполнения основных функций;

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

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

Руководитель ПСП может получить право:

— распределять и организовывать работу;

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

— представлять их к поощрению и взысканию;

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

Сотрудники ПСП имеют право на:

— комфортные условия труда;

— условия для развития и поддержания своей профессиональной квалификации.

В Положении устанавливают ответственность ПСП за:

— качественное и своевременное выполнение главной задачи и основных функций;

— систематизацию и обеспечение сохранности документации;

— полноту, достоверность и своевременность представляемой ПСП информации;

— сохранение сведений, представляющих коммерческую тайну;

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

— рациональную организацию труда, правильность применения положений тех или иных нормативных и технологических документов;

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

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

4. Связи с отделами и службами головного предприятия

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.

Текст данного раздела может быть представлен в виде таблицы или матрицы.

Пример: Взаимодействие ПСП, являющегося структурным подразделением линейной производственно-диспетчерской станции (ЛПДС) N -го РНУ, с отделами и службами РНУ может быть отражено следующим образом:

Наименование информации (документ, сведения)

files.stroyinf.ru

Опубликовано в Блог