Про затвердження Інструкції про порядок приймання, транспортування, зберігання, відпуску та обліку нафти і нафтопродуктів на підприємствах і в організаціях України

ДЕРЖАВНИЙ КОМІТЕТ НАФТОВОЇ, ГАЗОВОЇ ТА НАФТОПЕРЕРОБНОЇ ПРОМИСЛОВОСТІ УКРАЇНИ МІНІСТЕРСТВО ЕКОНОМІКИ УКРАЇНИ МІНІСТЕРСТВО ТРАНСПОРТУ УКРАЇНИ ДЕРЖАВНИЙ КОМІТЕТ СТАНДАРТИЗАЦІЇ, МЕТРОЛОГІЇ ТА СЕРТИФІКАЦІЇ УКРАЇНИ ДЕРЖАВНИЙ КОМІТЕТ СТАТИСТИКИ УКРАЇНИ

НАКАЗ

N 81/38/101/235/122 від 02.04.98 Зареєстровано в Міністерстві м.Київ юстиції України 7 жовтня 1999 р. за N 685/3978

{ Наказ втратив чинність на підставі Наказу Міністерства палива та енергетики N 382/291/891/235/244 ( z0804-08 ) від 17.07.2008 }

Про затвердження Інструкції про порядок приймання, транспортування, зберігання, відпуску та обліку нафти і нафтопродуктів на підприємствах і в організаціях України

На виконання пунктів 3 та 10 протокольного рішення засідання Президії Кабінету Міністрів України від 4 травня 1995 року N 10 щодо забезпечення збереження паливно-мастильних матеріалів НАКАЗУЄМО:

1. Затвердити Інструкцію про порядок приймання, транспортування, зберігання, відпуску та обліку нафти і нафтопродуктів на підприємствах і в організаціях України (додається).

2. Установити, що Інструкція поширюється на всіх суб'єктів підприємницької діяльності незалежно від форм власності.

3. Дію Інструкції не розповсюджувати на міждержавні перевезення нафти та нафтопродуктів.

Голова Держнафтогазпрому України М.П.Ковалко

Міністр економіки України В.І.Суслов

Міністр транспорту України В.І.Череп

Голова Держстандарту України Т.М.Кисільова

Голова Держкомстату України О.Г.Осауленко

Затверджено Наказ Держнафтогазпрому, Міністерства економіки, Міністерства транспорту, Держстандарту, Держкомстату України 02.04.99 N 81/38/101/235/122

Зареєстровано в Міністерстві юстиції України 7 жовтня 1999 р. за N 685/3978

Інструкція про порядок приймання, транспортування,

зберігання, відпуску та обліку нафти і нафтопродуктів на підприємствах і в організаціях України

1. Галузь використання

Інструкція встановлює єдиний порядок приймання, транспортування, зберігання, відпуску та обліку нафти і нафтопродуктів, проведення обліково-розрахункових операцій і застосовується на підприємствах та організаціях України, які займаються нафтопродуктозабезпеченням. Вимоги цієї Інструкції є обов'язковими для підприємств, установ та організацій всіх галузей народного господарства і всіх форм власності, а також для громадян - суб'єктів підприємницької діяльності, що займаються придбанням, транспортуванням, зберіганням та реалізацією нафти і нафтопродуктів на території України.

2. Нормативні посилання

Закон України "Про метрологію та метрологічну діяльність" від 11 лютого 1998 р. N 113/98-ВР;

Постанова Кабінету Міністрів України від 3 квітня 1993 р. N 250 ( 250-93-п ) "Про затвердження Положення про організацію бухгалтерського обліку і звітності в Україні";

Положення про порядок розрахунків за нафтопродукти на автозаправних станціях загального користування, затверджене Держнафтогазпромом України і погоджене з Мінфіном України від 10 травня 1994 року;

Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировке. Затверджені постановою Державного комітету СРСР з матеріально-технічного забезпечення від 26.03.86 N 40 ( v0040400-86 ) (надалі - "Нормы естественной убыли");

Інструкція по інвентаризації основних засобів, нематеріальних активів, товарно-матеріальних цінностей, грошових коштів і документів та розрахунків, затверджена наказом Міністра фінансів України від 11 серпня 1994 р. N 69 ( z0202-94 ) та зареєстрована в Мін'юсті України 26 серпня 1994 р. за N 202/412 зі змінами і доповненнями від 05.12.97 N 268 ( z0601-97 ), зареєстрованими в Мін'юсті України 18.12.97 за N 601/2405 (надалі - Інструкція по інвентаризації);

Інструкція з обліку нафтопродуктів на підприємствах нафтопродуктопроводів. Укрнафтопродукт, 1994;

Правила перевозок грузов ( n0001400-66 ), ч.1, з наступними змінами та доповненнями, М., "Транспорт", МПС СССР, 1983 (надалі - "Правила перевозок грузов");

Правила перевозок грузов ( n0001400-66 ), ч.1, 2 з наступними змінами та доповненнями М., "Транспорт", МРФ РРФСР, 1979;

Правила технічної експлуатації та охорони праці на стаціонарних, контейнерних і пересувних автозаправних станціях, затверджені наказом об'єднання "Укрнафтопродукт" від 1.04.98 N 19;

Правила технічної експлуатації та охорони праці на нафтобазах, затверджені наказом об'єднання "Укрнафтопродукт" від 1.04.98 N 19;

Правила користування засобами вимірювальної техніки у сфері торгівлі, затверджені наказом Держстандарту України від 20 вересня 1996 р. N 393 ( z0561-96 ), зареєстровані Мін'юстом України 30 вересня 1996 р.за N 561/1586;

Правила пожежної безпеки в Україні, затверджені Управлінням Державної пожежної охорони МВС України 14.06.95 ( z0219-95 );

Посібник по розрахунку кількості суміші різносортних нафтопродуктів при послідовній перекачці в розгалужених нафтопродуктопроводах, Укрнафтопродукт, 1994;

Типові форми первинної облікової документації, затверджені наказом Мінстату України від 21.06.96 N 193 ( v0193202-96 ) (надалі - Типові форми первинної облікової документації);

Типові форми єдиної первинної транспортної документації, затверджені спільним наказом Міністерства транспорту України і Міністерства статистики України від 29.12.95 N 488/346 ( v0488361-95 );

ДСТУ 1.0-93 Державна система стандартизації. Основні положення;

ДСТУ 1.5-93 Державна система стандартизації. Загальні вимоги до побудови, викладу, оформлення та змісту стандартів;

ДСТУ 2681-94 Метрологія. Терміни та визначення;

ДСТУ 2708-94 Метрологія. Повірка засобів вимірювань. Організація і порядок проведення;

ДСТУ 3215-95 Метрологія. Метрологічна атестація засобів вимірювальної техніки. Організація та порядок проведення;

ДСТУ 3400-96 Метрологія. Державні випробування засобів вимірювальної техніки. Основні положення, організація, порядок проведення розгляду результатів;

ГОСТ 8.207-76 ГСИ Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения;

ГОСТ 8.220-76 Колонки маслораздаточные. Методы и средства поверки;

ГОСТ 8.247-77 Метроштоки для измерения уровня нефтепродуктов в транспортных и стационарных емкостях. Методы и средства поверки;

ГОСТ 8.346-79 ГСИ Резервуары стальные горизонтальные. Методы и средства поверки;

ГОСТ 8.470-82 ГСИ Государственная поверочная схема для средств измерений объема жидкости;

ГОСТ 427-75 Линейки измерительные металлические. Основные параметры и размеры. Технические требования;

ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение;

ГОСТ 1770-74 Посуда мерная лабораторная стеклянная. Цилиндры, мензурки, колбы;

ГОСТ 2477-65 Нефтепродукты. Метод определения содержания воды;

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

ГОСТ 3900-85 Нефтепродукты. Методы определения плотности;

ГОСТ 6370-83 Нефтепродукты и присадки. Методы определения содержания механических примесей;

ГОСТ 7328-82 Гири общего назначения;

ГОСТ 7502-89 Рулетки измерительные металлические. Технические условия;

ГОСТ 9018-89 Колонки топливораздаточные. Технические условия;

ГОСТ 13196-93 Устройства автоматизации резервуарных парков. Средства измерения уровня отбора проб нефти и нефтепродуктов. Общие механические требования и методы испытаний;

ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Технические условия;

ГОСТ 21046-86 Нефтепродукты отработанные. Общие технические условия;

ГОСТ 26976-83 Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы;

ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие требования. Методы испытаний;

ГОСТ 28725-90 Приборы для измерения уровня жидкостей и сыпучих материалов. Общие технические требования и методы испытаний;

ГОСТ 29329-92 Весы для статического взвешивания. Общие технические требования;

МИ 1317-86 Методические указания. Государственная система обеспечения единства измерений. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров;

МИ 1823-87 ГСИ Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров. Методика выполнения измерений геометрическим и объемным методом;

МИ 1864-88 ГСИ Колонки топливораздаточные. Методика поверки;

МИ 1923-87 Топливо нефтяное. Мазут. Норма точности взвешивания;

МИ 1953-88 ГСИ Масса народнохозяйственных грузов при безтарных перевозках. Методика выполнения измерений;

МИ 2092-90 ГСИ Масса мазута в цистернах железнодорожного маршрута. Методика выполнения измерений объемно-массовым методом;

ТУУ 03972 620-001-96 Метроштоки збірні типу МША-К;

ТУУ 22904204-002-96 Метроштоки збірні типу МШЗД-КІФ;

Р 50-059-95 Метрологія. Автоцистерни калібровані. Методи та засоби повірки;

РД 39-30-678-82 Инструкция по учету нефти на магистральных нефтепроводах;

РД 39-5-770-82 Инструкция по определению количества нефти на автоматизированных узлах учета с турбинными счетчиками при учетнорасчетных операциях;

РД 50-156-79 Методические указания. Определение вместимости и градуировка железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до 30000 куб.м. Геометрический метод.

3. Позначення і скорочення

ППЗН - підприємство, організація та суб'єкт приватної власності по забезпеченню нафтопродуктами;

ПМНПП - підприємство магістральних нафтопродуктопроводів; РУМНПП - районне управління магістральних нафтопродуктопроводів; ПНТ - підприємство нафтопровідного транспорту; ТТВ - товарно-транспортний відділ; ПЗП - приймально-здавальний пункт; АЗС - автозаправна станція; СВН - суміш відпрацьованих нафтопродуктів; ТТН - товарно-транспортна накладна; ПДВ - податок на додану вартість; РСВ - резервуари сталеві вертикальні; РСГ - резервуари сталеві циліндричні горизонтальні. Маса брутто - маса нафти або нафтопродуктів та маса баласту. Маса баласту - загальна маса води, солей і механічних домішок у нафті або маса води в нафтопродуктах;

Маса нетто - маса нафти (або нафтопродуктів), показники якості якої відповідають вимогам нормативної документації, визначається як різниця маси брутто і маси баласту.

4. Порядок приймання, транспортування, зберігання, відпуску та обліку нафти і нафтопродуктів

4.1. Порядок приймання, транспортування, зберігання, відпуску та обліку нафти і нафтопродуктів на підприємствах нафтопродуктозабезпечення

4.1.1. Загальні положення

4.1.1.1. Облік нафти і нафтопродуктів на підприємствах по забезпеченню нафтопродуктами (ППЗН, підприємствах нафтопродуктопровідного транспорту (ПНТ) та наливних пунктах ведеться в одиницях маси, а на автозаправних станціях (АЗС) - в одиницях об'єму. Для забезпечення достовірності і єдності вимірювань маси нафти, нафтопродуктів, а також контролю за їх якістю ППЗН, ПНТ, АЗС повинні мати необхідне устаткування та засоби вимірювальної техніки, які допущені до застосування Держстандартом України і мають чинне тавро або свідоцтво про повірку.

Кількість нафти і нафтопродуктів визначається одним із методів, які передбачені ГОСТ 26976.

4.1.1.2. Засоби вимірювальної техніки, що експлуатуються, підлягають повірці, яка засвідчується свідоцтвом про повірку або відтиском повірочного тавра у паспорті засобів вимірювальної техніки. Згідно з Законом України "Про метрологію та метрологічну діяльність" ( 113/98-ВР ) повірка здійснюється лише особами, які атестовані органами Держстандарту як повірники.

4.1.1.3. Перелік засобів вимірювальної техніки кількості нафти і нафтопродуктів та періодичність їх повірки встановлюється органами Держстандарту України.

4.1.1.4. Відповідальність за комплектність і справний стан засобів вимірювальної техніки покладається на керівників підприємств та організацій, які, в свою чергу, наказом призначають осіб для здійснення щоденного контролю за засобами вимірювальної техніки. При цьому відповідальні особи в своїй роботі повинні керуватися нормативними документами, які наведені в цій Інструкції.

Керівники, особи, що відповідають за стан вимірювань та стан засобів вимірювальної техніки, а також особи, що здійснюють вимірювання кількості нафти та нафтопродуктів, несуть відповідальність згідно з адміністративним та кримінальним законодавством України.

4.1.1.5. У процесі своєї діяльності підприємства нафтопродуктозабезпечення повинні керуватися Правилами технічної експлуатації та охорони праці на нафтобазах, Правилами технічної експлуатації та охорони праці на стаціонарних, контейнерних і пересувних автозаправочних станціях, Інструкцією з обліку нафтопродуктів на підприємствах нафтопродуктопроводів, "Нормами естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировании", діючою нормативною документацією з цих питань та даною Інструкцією.

4.1.2. Методи та засоби вимірювальної техніки нафти і нафтопродуктів

Об'ємно-масовий статичний метод вимірювань

4.1.2.1. Цим методом визначається маса нафти і нафтопродукту за їх об'ємом, густиною та температурою. Об'єм нафти і нафтопродуктів визначається за допомогою градуювальних таблиць та засобів вимірювальної техніки рівня нафтопродуктів у резервуарах, залізничних та автомобільних цистернах, танках суден або за повною місткістю зазначених ємкостей.

4.1.2.2. Границі відносної похибки методу:

+- 0,5% - під час вимірювань маси нетто нафти, нафтопродуктів від 100 т і більше, а також маси нетто бітумів;

+- 0,8% - під час вимірювань маси нетто нафтопродуктів до 100 т і відпрацьованих нафтопродуктів.

Значення відносної похибки методу в конкретних випадках його застосування повинні визначатись відповідно до ГОСТ 26976.

Об'ємно-масовий динамічний метод вимірювань

4.1.2.3. Цим методом визначається маса нафти і нафтопродуктів безпосередньо у нафто- і нафтопродуктопроводах. За цього методу об'єм нафти і нафтопродуктів вимірюють із застосуванням об'ємних лічильників, що мають клас точності не нижчий за 0,5.

Границі відносної похибки методу:

+- 0,25% - під час вимірювань маси брутто нафти;

+- 0,35% - під час вимірювань маси нетто нафти;

+- 0,5% - під час вимірювань маси нетто нафтопродуктів від 100 т і більше;

+- 0,8% - під час вимірювань маси нетто нафтопродуктів до 100 т і відпрацьованих нафтопродуктів.

Значення відносної похибки методу у конкретних випадках його застосування повинні визначатись відповідно до ГОСТ 26976.

Проведення вимірювань

4.1.2.4. Об'єм нафти і нафтопродуктів визначається у стаціонарних резервуарах, транспортних мірах повної місткості та технологічних трубопроводах, відградуйованих відповідно до вимог чиних нормативних документів Держстандарту.

Резервуари сталеві вертикальні (РВС) зі стаціонарними покрівлями, покрівлями, що плавають, і понтонами місткістю від 100 до 50000 куб.м повинні бути відградуйовані згідно з МИ 1823, резервуари вертикальні циліндричні залізобетонні зі збірною стінкою місткістю від 50 до 30000 куб.м - згідно з РД 50 - 156, резервуари сталеві горизонтальні місткістю від 5 до 100 куб.м - згідно з ГОСТ 8.346.

Технологічні нафто- і нафтопродуктопроводи повинні градуюватися відповідно до "Методических указаний по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод", затверджених Головнафтопостачем РРФСР 15.11.77.

Резервуари, які призначені для обліково-розрахункових операцій, повинні надаватись органам Держстандарту України для повірки. Повірка резервуарів повинна здійснюватись відповідно до ДСТУ 2708, ГОСТ 8.346 та МИ 1823. Міжповірочний інтервал - не рідше 1 разу на 5 років.

4.1.2.5. Для повірки разом з градуювальними таблицями повинні надаватись:

акт та протокол вимірювань розмірів резервуарів;

акти вимірювань базової висоти і нерівностей днища за формулами, наведеними у МИ 1823;

дані про масу понтона та рівень його установки від днища резервуара;

таблиця середніх значень місткості дрібних частин сантиметра кожного поясу резервуара.

У градуювальних таблицях зазначають величини, на які занесені поправки при їх розрахунках.

4.1.2.6. Для проведення градуювання і розрахунків градуювальних таблиць повинен залучатися спеціально навчений персонал.

У випадках застосування електронно-обчислювальних машин програми розрахунку градуювальних таблиць з вимірювань об'єму рідини повинні пройти метрологічну атестацію в територіальному органі Держстандарту України.

Організації, що проводять градуювання резервуарів, повинні бути акредетовані органами Держстандарту України згідно з Законом України "Про метрологію та метрологічну діяльність" ( 113/98-ВР ).

4.1.2.7. Після кожного капітального ремонту і зміни місткості резервуара внаслідок зміни об'єму внутрішнього обладнання повинна провадитися повторна повірка (градуювання) резервуара.

Градуювальну таблицю затверджує териториальний орган Держстандарту України.

4.1.2.8. На кожному резервуарі повинна бути зазначена базова висота (висотний трафарет) - відстань від днища резервуара до верхнього зрізу кромки вимірювального люка.

Поправку на місткість вертикального резервуара за рахунок нерівностей днища (корекцію) потрібно визначити в терміни, які вказані в діючих нормативних документах (МИ 1823).

Базова висота і нерівності днища вертикального резервуара, нахил корпусу горизонтального резервуара контролюються метрологічною службою. Результати вимірювань параметрів вертикального резервуара оформлюються протоколом за формою, встановленою МИ 1823 (Приложение 1).

4.1.2.9. Об'єм нафтопродукту в транспортних мірах повної місткості (автоцистернах, причіпних цистернах та напівпричіпних цистернах) повинен визначатись за зазначенням повної місткості, наведеної у свідоцтві про повірку (державну метрологічну атестацію транспортної міри), яка здійснюється територіальним органом Держстандарту України. Повірка каліброваних транспортних мір повної місткості здійснюється органами Держстандарту згідно з діючими нормативними документами.

4.1.2.10. Об'єм нафти і нафтопродукту в залізничних цистернах повинен визначатись із застосуванням посантиметрових градуювальних таблиць та засобів вимірювальної техніки для визначення рівня (метроштоки) залежно від типу цистерни.

Об'єм нафти і нафтопродукту у випадках, коли його рівень у залізничній цистерні виміряний у частках сантиметра, повинен визначатись розрахунками методом інтерполяції.

Рівень мазуту вимірюють з похибкою не більше +-5мм. Одержаний результат округлюють до цілого сантиметра (п.7 МИ-2092).

4.1.2.11. Кількість нафти і нафтопродуктів при прийманні і наливі нафтоналивних суден повинна визначатися за вимірюваннями в резервуарній місткості ППЗН (за довжини берегових трубопроводів до двох кілометрів) або за вимірюваннями у танках наливних суден з використанням їх градуювальних таблиць (за довжини берегових трубопроводів понад два кілометри).

4.1.2.12. Рівень нафти і нафтопродукту в резервуарах повинен вимірюватися металевими рулетками з лотом, метроштоками або стаціонарними рівнемірами, які забезпечують вимірювання з установленою нормою точності.

Рівень нафти і нафтопродуктів у залізничних цистернах вимірюють вручну метроштоками.

Перед вимірюванням рівня нафти і нафтопродукту у вертикальних і горизонтальних резервуарах провадиться перевірка базової висоти (висотного трафарету).

Результат вимірювання базової висоти порівнюють із позначеною на резервуарі величиною базової висоти, яка не повинна відрізнятися на величину не більше 0,1%.

При вимірюванні в горизонтальних резервуарах нижній кінець метроштока чи лота рулетки повинен попадати на нижню твірну резервуара.

При обліково-розрахункових операціях забороняється користуватися засобами вимірювання рівня, які не пройшли повірку або метрологічну атестацію в органах Держстандарту згідно з ДСТУ 2708 або ДСТУ 3215.

Технічна характеристика засобів вимірювальної техніки наведена в таблиці 1.

Таблиця 1. Технічна характеристика засобів вимірювальної техніки

------------------------------------------------------------------

|Засоби | Стандарт, ТУ |Границі | Похибка

|вимірюваль- | |вимірювань|

|ної техніки | | |

--+------------+----------------+----------+----------------------

1 | 2 | 3 | 4 | 5

--+------------+----------------+----------+----------------------

1 | Рулетка з | ГОСТ 7502 | 0-10м, |Згідно з п.2 ГОСТ

| лотом | | 0-20м |7502 для 2 і 3-го

| | | |класу точності

2 | Метроштоки |ТУ У 22904204 - | 0-3300м |По всій довжині +-2

| типу МШЗД- | 002 - 96 | |мм, від початку до

| КІФ | | |середини шкали +-1 мм

3 | Метроштоки |ТУ У 22904204 - | 0-4100м |По всій довжині +-2

| типу МШЗД- | 002 - 96 | |мм, від початку до

| КІФ | | |середини шкали +-1 мм

4 | Метроштоки |ТУ У 03972620 - | 0-1700м |По всій довжині +-2

| типу МША-К | 001 - 96 | |мм, від початку до

| | | |середини шкали +-1 мм

5 | Метроштоки |ТУ У 03972620 - | 0-3300м |По всій довжині +-02

| типу МША-К | 001 - 96 | |мм, від початку до

| | | |середини шкали +-1 мм

6 | Метроштоки |ТУ У 03972620 - | 0-4300м |По всій довжині +-2

| типу МША-К | 001 - 96 | |мм, від початку до

| | | |середини шкали +-1 мм

7 | Метроштоки | ТУ У 112 РРСФР | 0-3300м |По всій довжині +-2

| типу МШР | 029 | |мм, від початку до

| | | |середини шкали +-1 мм

8 | Рівнеміри | ГОСТ 28725 | 0-12 м, |Згідно з ГОСТ 28725

| | | 0-20 м |

------------------------------------------------------------------

4.1.2.13. Густина у відібраних пробах визначається ареометрами скляними типу АН або АНТ-1 за ГОСТ 18481, які повинні мати похибку вимірювання не більше +-0,5 кг/куб.м. У трубопроводі густина нафти і нафтопродукту може вимірюватись автоматичними вимірниками густини, які допущені до застосування Держстандартом і мають похибку вимірювань не більше +-0,1%.

4.1.2.14. Температура нафти та нафтопродуктів вимірюється термометрами ртутними скляними лабораторними ТЛ-4 група 4Б N 1 і N 2 за ГОСТ 28498.

Похибка засобів вимірювань температури не повинна бути більшою ніж +-0,5 град.С.

4.1.2.15. Вимірювальну стрічку рулетки з вантажем чи метрошток треба опускати повільно, поки лот чи метрошток не торкнеться дна, не допускаючи відхилення від вертикального положення і зберігаючи спокійний стан поверхні нафтопродукту.

Вимірювання провадиться за рівня нафтопродукту, який встановився після зникнення піни.

Стрічку рулетки або метрошток піднімають вертикально, не допускаючи зміщення її убік, щоб уникнути спотворення лінії змочення на стрічці рулетки. Відлік на стрічці рулетки або шкалі метроштока провадять з точністю до 1 мм зразу ж після появи змоченої частини стрічки рулетки чи метроштока над замірним люком. Рівень нафти і нафтопродукту потрібно вимірювати двічі і за виявлення розходження у вимірах понад 1 мм вимірювання слід повторити, із трьох найближчих вимірів взяти середній показник виміру.

4.1.2.16. Рівень підтоварної води визначається за допомогою водочутливої пасти, яка наноситься на лот або метрошток з двох протилежних сторін тонким шаром.

Використання пасти дає змогу визначати рівень підтоварної води за 1-2 хвилини.

Вимірювання рівня підтоварної води слід повторити, якщо на пасті рівень позначається нечітко, косою лінією або на неоднаковій висоті з двох сторін, що свідчить про похиле положення лота під час вимірювання.

У зимовий час за низької температури в резервуарах визначають товщину льоду як різницю між висотним трафаретом і фактичним рівнем виміру від верхнього зрізу кромки вимірювального люка до поверхні льоду.

Визначивши рівень підтоварної води чи льоду, за градуювальною таблицею резервуара знаходять об'єм підтоварної води чи льоду.

Для визначення об'єму нафти і нафтопродукту потрібно із загального об'єму нафти або нафтопродукту і підтоварної води в резервуарі відняти об'єм підтоварної води.

Вміст води в нафтопродукті у відсотках визначається згідно з ГОСТ 2477.

Для нафти, крім наявності води, визначається вміст хлористих солей (відсотки) згідно з ГОСТ 21534, механічних домішок - згідно з ГОСТ 6370.

Маса води, солей та механічних домішок віднімається від маси нафти.

4.1.2.17. Рівень нафти або нафтопродукту і підтоварної води в залізничних цистернах вимірюють метроштоком через горловину котла цистерни у двох протилежних точках горловини за віссю цистерни. При цьому потрібно стежити за тим, щоб метрошток опускався на нижню твірну котла і не потрапляв у заглиблення для нижніх зливних пристроїв. Рівень необхідно відраховувати з точністю до 1 мм.

4.1.2.18. У транспортних мірах повної місткості нафтопродукт потрібно наливати до планки, яка встановлена в горловині цистерни на рівні, що відповідає номінальній місткості, або за заданою дозою згідно з показаннями об'ємного лічильника.

4.1.2.19. Для визначення густини нафти і нафтопродуктів у резервуарах і транспортних засобах відбирають проби згідно з ГОСТ 2517 одночасно з вимірюванням їх рівня.

У трубопроводі густину нафти і нафтопродукту вимірюють автоматичними густиномірами або за відібраними пробами згідно з ГОСТ 2517.

4.1.2.20. Для відбору проб із стаціонарних резервуарів застосовують знижені пробовідбірники згідно з ГОСТ 13196 або ручні пробовідбірники згідно з ГОСТ 2517.

4.1.2.21. Для визначення густини нафтопродуктів під час відпуску їх транспортними мірами повної місткості проби відбираються із наливного стояка через кожні дві години.

4.1.2.22. Для розрахунку маси нафти або нафтопродукту визначають густину при середній температурі у резервуарі або транспортній мірі повної місткості.

4.1.2.23. Температура нафти і нафтопродукту визначається відразу ж після витягання кожної точечної проби або в середній пробі, яка відібрана зниженим пробовідбірником. Термометр слід занурювати в нафтопродукт на глибину, зазначену в технічному паспорті на даний термометр, і витримувати в пробі до прийняття стовпчиком ртуті постійного положення.

4.1.2.24. Температура нафти і нафтопродукту обчислюється як середнє арифметичне значення температур точечних проб, які взяті у співвідношенні, прийнятому для складання об'єднаної проби згідно з ГОСТ 2517.

4.1.2.25. Об'єднана проба нафти і нафтопродукту з вертикального резервуара відбирається з трьох рівнів: верхнього, середнього та нижнього і змішується у співвідношенні 1:3:1.

У цьому випадку середня температура нафтопродукту обчислюється за формулою:

tв + tс + tн tсер = --------------- , (1)

5

де tв - температура точечної проби верхнього шару, град.С; tс - температура точечної проби середнього шару, град.С; tн - температура точечної проби нижнього шару, град.С; 4.1.2.26. Для горизонтальних циліндричних резервуарів діаметром понад 2500 мм температура, виміряна в кожній точечній пробі, обчислюється за формулою:

tв + 6tс + tн tсер = --------------- , (2)

8

4.1.2.27. Для горизонтальних циліндричних резервуарів діаметром менше 2500 мм незалежно від ступеня заповнення, а також резервуарів діаметром понад 2500 мм, заповнених до половини і менше, температура вимірювання у кожній точечній пробі розраховується за формулою:

3tс + tн tсер = ---------- , (3)

4

4.1.2.28. Середню температуру нафтопродукту вимірюють одночасно з вимірюванням рівня за допомогою стаціонарних пристроїв або шляхом вимірювання її у пробі.

4.1.2.29. Вимірювання середньої температури нафти і нафтопродукту за допомогою стаціонарних пристроїв провадять відповідно до інструкції з експлуатації цих пристроїв.

Обробка результатів вимірювань

4.1.2.30. Масу нафти або нафтопродуктів у місткості визначають за формулою:

M = V х y , (4)

де M - маса нафти або нафтопродукту, кг; V - об'єм нафти або нафтопродукту за певної температури вимірювання рівня, куб.м;

y - густина нафти або нафтопродукту за тієї ж температури вимірювання рівня, кг/куб.м.

4.1.2.31. Масу зданої (прийнятої) нафти або нафтопродуктів у місткості визначають за формулою: M = M1 - M2 , (5) де M1 - маса нафти або нафтопродукту в місткості; M2 - маса залишку нафти або нафтопродукту в тій же місткості до її заповнення або після спорожнення, кг.

Об'єм визначають із застосуванням градуювальної таблиці місткості за результатами вимірювань рівня нафти або нафтопродуктів.

4.1.2.32. Процес вимірювань маси нафти або нафтопродуктів об'ємно-масовим методом може бути автоматизований шляхом застосування у резервуарах вимірювального устаткування, а при наливі транспортних мір повної місткості автоматичних систем наливу із застосуванням лічильників, автоматичних густиномірів, що об'єднані у систему вимірювань маси нафтопродукту.

4.1.2.33. Під час визначення кількості нафти або нафтопродуктів у резервуарах з понтонами або з покрівлею, що плаває, повинні вноситися поправки відповідно до МИ 1823.

4.1.2.34. Масу нафти або нафтопродукту, що знаходиться у трубопроводі, визначають за місткістю трубопроводу.

Місткість трубопроводу визначають за градуювальною таблицею.

4.1.2.35. Сумарний об'єм нафти або нафтопродуктів у лінійній частині магістрального трубопроводу та технологічних трубопроводах, приведений до атмосферного тиску, визначають за формулою: V = E n/i=1 Ki x Vi/ТР, (6)

де VTP - місткість ділянки трубопроводу діаметром D та довжиною L, що визначається за градуювальною таблицею, куб.дм(л); n - число ділянок трубопроводу, заповнених нафтою або нафтопродуктом; Ki - коефіцієнт і-ї ділянки, що враховує розширення трубопроводу та стиснення нафти або нафтопродукту від тиску.

Коефіцієнт К визначають за формулою: Pn+Pk Dв Pn+Pk

K = K1 x K2 = (1 + ------- x ---) x (1 + a x ------), (7)

2 Es 2 де K1 - коефіцієнт, що враховує розширення трубопроводу від внутрішнього тиску; K2 - коефіцієнт, що враховує стиснення нафти або нафтопродукту від тиску; Pn, Pk - тиск на початку та в кінці ділянки трубопроводу, кгс/кв.см; DB - внутрішній діаметр труби, мм; б - товщина стінки труби, мм; E - модуль пружності матеріалу труби (СНиП 2.05.06-85 Е = 21 х 10 в 5 ступені кгс/кв.см); a - коефіцієнт стиснення нафти або нафтопродукту, що перекачується, кв.см/кгс. Значення поправочних коефіцієнтів K1 та K2 залежно від діаметра трубопроводу, тиску та значень Е,а наведені у додатках 9, 10 Інструкції з обліку нафтопродуктів на підприємствах нафтопродуктопроводів, затвердженої об'єднанням "Укрнафтопродукт", 1994. Якщо зустрічаються діаметри трубопроводу або тиску, не зазначені у додатках 9 і 10, то значення коефіцієнтів K1 та K2 можуть бути визначені розрахунком за наведеною вище формулою. Перед визначенням маси нафти та нафтопродукту технологічні трубопроводи мають бути повністю заповнені. Контроль за їх заповненням ведеться за допомогою повітряних кранів, установлених на підвищених ділянках трубопроводу. 4.1.2.36. За наявності самопливних ділянок об'єм нафти або нафтопродуктів визначають згідно з Інструкцією з обліку нафтопродуктів на підприємствах нафтопродуктопроводів (додаток 11). 4.1.2.37. Густину нафти або нафтопродукту, що знаходиться у лінійній частині магістрального трубопроводу та в технологічних трубопроводах, під час перекачування одного виду і марки визначають як середнє значення густини на початку та в кінці ділянки трубопроводу на час проведення інвентаризації. У разі послідовного перекачування різних видів і марок продуктів густина кожного визначається шляхом перерахунку густини при 20 град.С за паспортом на фактичну температуру нафти або нафтопродукту в трубопроводі. 4.1.2.38. Температура нафти або нафтопродукту в лінійній частині трубопроводу визначається вимірюванням температури в місцях визначення їх густини з наступним усередненням. 4.1.2.39. Масу нафти або нафтопродукту визначають множенням об'єму на їх середню густину, яка визначена при тій же температурі, що й об'єм. Масу нафти за вузлом обліку визначають згідно з "Инструкцией по учету нефти при ее транспортировке", А/К "Транснефть", 1995. 4.1.2.40. Якщо на час інвентаризації на ділянці магістрального нафто - і нафтопродуктопроводу виявлені різні види і марки нафти або нафтопродуктів, масу кожного з них визначають за масою закачаних у трубопровід партій із врахуванням скиду на пунктах здачі, скиду і підкачування на проміжних станціях та нормативних природних втрат під час транспортування нафти або нафтопродуктів, що міститься у трубопроводі.

Прямий метод вимірювань маси

4.1.2.41. Цим методом вимірюють масу нафтопродукту в тарі і транспортних засобах шляхом зважування на вагах для статичного зважування, ГОСТ 29329.

Границя відносної похибки методу:

+-0,5% - під час вимірювань маси нетто нафтопродуктів до 100 т, а також маси бітумів;

+-0,3% - під час вимірювань маси нетто пластичних мастил.

Значення відносної похибки методу в конкретних випадках його застосування повинні визначатися відповідно до ГОСТ 26976.

Засоби вимірювальної техніки

4.1.2.42. Для зважування нафтопродуктів у тарі повинні застосовуватися ваги для статичного зважування за ГОСТ 29329 з найбільшою межею зважування 3000 кг, шкальні та циферблатні. Нафтопродукти у дрібній тарі зважуються на настільних вагах за ГОСТ 29329 з найбільшою межею до 50 кг.

Транспортні міри повної місткості з нафтопродуктами зважують на вагах автомобільних стаціонарних і пересувних за ГОСТ 29329 з найбільшою межею зважування до 60 т.

Відносні похибки ваг повинні бути не більше гранично відносних похибок вимірювань маси за прямим методом, що встановлені ГОСТ 26976.

Проведення вимірювань маси

4.1.2.43. Маса брутто нафтопродуктів повинна відповідати найбільшій межі зважування ваг. Зважування вантажів масою понад Pmax або менше Pmin, що встановлені для даного типу ваг, не допускається. Вибір найбільшої межі зважування ваг повинен забезпечити можливість зважування максимальних для даного пункту мас нафтопродуктів.

Зважування понад найбільшу межу ваг збільшує похибку зважування. Для зниження впливу зовнішніх умов на похибку вимірювань вагові пристрої повинні бути захищені від вітру й атмосферних опадів.

4.1.2.44. Маса нетто нафтопродуктів визначається як різниця між масою брутто і масою тари.

Зважування у тарі може провадитися поштучно і в цілому, як це застосовується під час відпуску односортних нафтопродуктів. Залізничні цистерни у цьому випадку зважуються згідно з МИ 1953.

4.1.2.45. Не дозволяється застосування методики виконання вимірювань маси нафти та нафтопродуктів, викладеної у МИ 1953 (п.2.1.4).

4.1.2.46. Маса нафтопродукту состава визначається як різниця між сумою виміряних мас навантажених цистерн і сумою маси порожніх цистерн, визначеної зважуванням.

4.1.2.47. Визначення маси нафтопродуктів у залізничних цистернах під час руху допускається тільки на пристосованих для цього вагонних вагах і за технологією, передбаченою інструкцією з експлуатації ваг.

Об'ємний метод вимірювань

4.1.2.48. Цей метод є часткою об'ємно-масового статичного методу через те, що ним вимірюється тільки об'єм нафтопродукту.

Об'ємний метод застосовується на АЗС для визначення кількості і обліку нафтопродуктів під час їх продажу.

Засоби вимірювальної техніки

4.1.2.49. Для вимірювань об'єму використовуються паливороздавальні і маслороздавальні колонки, якщо вони пройшли державні приймальні випробування і занесені до Державного реєстру України в порядку, встановленому ДСТУ 3400, а також якщо вони пройшли державну метрологічну атестацію згідно з ДСТУ 3215.

Для обліково-розрахункових операцій на АЗС під час відпуску світлих нафтопродуктів повинні застосовуватись лише паливороздавальні колонки з границями основної відносної похибки не більше +-0,25% та відліковими пристроями з індикацією ціни, вартості та об'єму виданої дози.

Для обліково-розрахункових операцій в разі відпуску паливної суміші та внутрішньогосподарського обліку при відпуску всіх видів палива - не більше +-0,4%.

Проведення вимірювань об'єму

4.1.2.50. Об'єм нафтопродукту під час заправки транспорту вимірюється при дистанційному і місцевому управлінні колонками.

Для дистанційного управління паливороздавальними колонками повинні використовуватись технічні засоби, що входять до складу спеціалізованих електронних контрольно-касових апаратів, внесених до Державного реєстру електронних контрольно-касових апаратів і комп'ютерних систем України ( v0002699-98 ) для сфери застосування на АЗС. Зазначені засоби повинні відповідати Технічним вимогам до спеціалізованих електронних контрольно-касових апаратів для сфери застосування на АЗС та забезпечувати реєстрацію грошових сум і видачу розрахункових документів у єдиному технологічному циклі з відпусканням нафтопродуктів. При цьому обсяг реалізації нафтопродукту, що фіксується накопичувальним лічильником колонки за певний час, повинен збігатися з обсягом реалізації, відображеним у звітних документах касового апарату за цей же період часу за всіма формами оплати. Розбіжність показань за добу не повинна перевищувати значення відносної похибки паливороздавальної колонки.

Точність роботи паливороздавальних колонок повинна перевірятися зразковими мірниками другого розряду згідно з ГОСТ 8.400 при здачі (прийманні) змін та фіксуватися у змінних звітах і журналі повірки ПРК.

Похибка колонки фіксується у відносних одиницях (процентах) зі знаком "мінус", якщо колонка передає продукт, і знаком "плюс", якщо продукт колонка недодає.

Згідно з Правилами користування засобами вимірювальної техніки у сфері торгівлі, експлуатація колонок, похибка яких виходить за межі +-0,25%, забороняється.

4.1.2.51. Паливо- та маслороздавальні колонки, що застосовуються для обліково-розрахункових операцій, повинні проходити повірку (державну метрологічну атестацію) у порядку, встановленому ДСТУ 2708 (ДСТУ 3215) з міжповірочним інтервалом не рідше 1 разу на рік.

4.1.3. Приймання нафти і нафтопродукту

4.1.3.1. Приймання нафти і нафтопродуктів за кількістю здійснюється у відповідності з вимогами нормативної документації, умовами поставки та договорами.

Забороняється провадити одночасно приймання та відпуск нафтопродукту з одного і того ж резервуара.

4.1.3.2. У разі виявлення при прийманні нафти і нафтопродуктів нестачі, що перевищує норми природних втрат та границі відносної похибки вимірювань, а також у випадку виявлення надлишків вантажовідправнику виставляється претензія або направляється повідомлення щодо оприбуткованих надлишків.

До претензії щодо виявлення нестачі додаються:

копії супровідних документів або порівнювальні відомості, тобто відомості звірки фактичної наявності нафтопродуктів з даними, що зазначені в документах відправника;

пакувальні ярлики, укладені в кожну тару;

квитанції станції (пристані, порту) відправлення для підтвердження приймання вантажу до перевезення;

пломби від тари, у якій виявлена нестача;

оригінали транспортного документа (накладна, коносамент), а у випадку виставлення одержувачем претензії до органу транспорту, пов'язаних з цим документом, - його копії;

документ, що засвідчує повноваження представника, який братиме участь у прийманні;

документ, що має дані щодо проведених вимірювань.

Нестача нафти і нафтопродуктів у межах природних втрат, що виникла в процесі їх транспортування, покладається на вантажоодержувача.

Претензія вантажовідправнику виставляється у всіх випадках перевищення нестачі нафтопродуктів, що надійшли, над природним убутком, якщо вантажовідправником і вантажоодержувачем були застосовані рівноцінні методи вимірювання кількості.

4.1.3.3. У випадках застосування вантажовідправником і вантажоодержувачем нерівноцінних методів вимірювань маси нафтопродукту в залізничних цистернах претензія не виставляється, якщо буде встановлена нестача, яка після списання природних втрат не перевищує установленої границі відносної похибки вимірювань згідно з ГОСТ 26976. При цьому граничні допущення розходження між результатом вимірювання нафти або нафтопродукту відправника та одержувача повинні бути обумовлені в договорі на їх поставку з указівкою методики виконання вимірювання, атестованої згідно з Законом України "Про метрологію та метрологічну діяльність" ( 113/98-ВР ).

4.1.3.4. Якщо є підстави для покладання відповідальності за нестачу вантажу на органи транспорту, вантажоодержувач повинен заявити вимогу транспортній організації про нестачу та скласти комерційний акт у встановленому порядку.

4.1.3.5. Приймання продукції за якістю проводиться у повній відповідності до вимог нормативної документації на нафту або нафтопродукти, умов поставки та договорів, на підставі яких здійснена поставка продукції, а також додатка 1 цієї Інструкції.

4.1.3.6. У разі виявлення невідповідності якості та маркування нафти і нафтопродуктів, що поставлені споживачеві, вимогам стандартів, технічним умовам або даним, зазначеним у супровідних документах, що підтверджують якість, одержувач повинен скласти акт із зазначенням кількості перевірених нафти і нафтопродуктів і характеру виявлених порушень якості.

4.1.3.7. При надходженні нафти і нафтопродуктів на ППЗН, наливні пункти, магістральні нафтопродуктопроводи, АЗС під звіт матеріально відповідальним особам оприбутковується фактична кількість прийнятих ними нафти і нафтопродуктів.

Приймання нафтопродуктів від нафтопереробних заводів

4.1.3.8. Приймання нафтопродуктів від нафтопереробних заводів здійснюється як підприємствами нафтопродуктозабезпечення і нафтопродуктопровідного транспорту, так і безпосередньо споживачами.

4.1.3.9. Умови поставки нафтопродуктів нафтопереробними заводами передбачаються під час укладання договорів.

4.1.3.10. На підприємствах, що мають свої резервуари і трубопровід для перекачки нафтопродуктів із заводу, маса прийнятих нафтопродуктів визначається представниками заводу і одержувача за вимірюваннями у резервуарах заводу, а при перекачуванні нафтопродукту трубопроводом, що належить заводу, - за вимірюваннями в резервуарах підприємства-одержувача. Результати приймання оформляються актом за формою N 2-НП (додаток 2).

4.1.3.11. Підприємства, що приймають нафтопродукти безпосередньо від НПЗ, складають акт приймання (передачі) нафтопродуктів (форма N 2-НП). Акт складає матеріально відповідальна особа в двох примірниках.

Щодобово складається відомість здавання нафтопродуктів за формою N 3-НП (додаток 3).

Маса прийнятого нафтопродукту, що відвантажується залізницею, визначається на підставі відомостей відвантаження за формою N 4-НП (додаток 4).

4.1.3.12. Налив нафтопродуктів на залізничних естакадах нафтопереробних заводів провадиться тільки після одержання письмового повідомлення від підприємства нафтопродуктозабезпечення, в якому зазначається, під який нафтопродукт призначені залізничні цистерни.

Маса відвантажених нафтопродуктів визначається одночасно представниками заводу та підприємства, яке їх прийняло.

Усі супровідні документи на нафтопродукти, що відвантажуються, оформляються підприємством-постачальником.

4.1.3.13. Під налив нафтопродуктів повинні подаватися залізничні цистерни з завареними шайбами валиків кришки завантажувального люка. Після наливу нафтопродуктів кришки люків залізничних цистерн обов'язково пломбуються відправником.

Приймання нафтопродуктів, що надійшли залізничним транспортом

4.1.3.14. Приймання нафтопродуктів може здійснюватися маршрутами, окремими партіями та одиночними цистернами. Маса нафтопродукту визначається вантажоодержувачем у кожній цистерні.

4.1.3.15. Маса нафтопродукту, визначена об'ємно-масовим методом у залізничних цистернах, після зливу повинна бути звірена з масою у резервуарі.

4.1.3.16. Під час приймання нафтопродуктів потрібно:

одержати супровідні транспортні документи;

перевірити технічний стан цистерн (вагонів), наявність пломб і відбитків на них, відповідність відбитків у документах і насправді, справність зливних приладів і пристроїв.

4.1.3.17. Якщо вантаж прибув у несправній цистерні або з несправною пломбою, чи без пломби, за наявності вказівки в залізничній накладній, що вантаж прийнято до перевезення під пломбою, маса визначається вантажоодержувачем разом з представником залізниці. Визначення маси нафтопродукту проводиться за методиками виконання вимірювань в порядку, встановленому Держстандартом України, які забезпечують вимоги ГОСТ 26976 щодо похибки вимірювань, та за "Правилами перевозок грузов" стосовно природних втрат при транспортуванні. За наявності наднормативних розбіжностей з перевізними документами оформляється комерційний акт.

4.1.3.18. Приймання нафтопродуктів провадиться особами, які призначені наказом керівника вантажоодержувача. Ці особи відповідають за недотримання правил приймання нафтопродуктів.

4.1.3.19. На всі нафтопродукти, що надійшли, складається "Акт приймання нафтопродуктів за кількістю" за формою N 5-НП (додаток 5). При цьому в разі приймання нафтопродукту, що надійшов в одній цистерні, заповнюється п.12.1, при прийманні кількох цистерн заповнюється п.12.2 цього додатка.

Акт складається у день надходження нафтопродуктів і затверджується керівництвом вантажоодержувача не пізніше наступного дня після його складання.

Якщо приймання здійснюється у вихідний або святковий день, акт приймання повинен бути затверджений у перший робочий день після вихідного або святкового дня.

Акт підписується особами, які брали участь у прийманні нафтопродуктів.

Особи, що підписують акт, мають бути попереджені про відповідальність за достовірність даних, викладених у ньому.

4.1.3.20. Акт складається у двох примірниках, а за виявлення нестачі і необхідності пред'явлення претензії постачальнику - у трьох примірниках.

4.1.3.21. У разі виявлення нестачі нафти або нафтопродуктів з вини вантажовідправника матеріально відповідальна особа припиняє приймання продукції і негайно повідомляє керівника підприємства. При цьому матеріально відповідальна особа повинна забезпечити зберігання одержаної продукції, а також вжити заходів, що унеможливлюють погіршення її якості. Одночасно з припиненням приймання одержувач зобов'язаний викликати представника виготовлювача (відправника) для участі у прийманні продукції і складанні двостороннього акта.

Керівник підприємства повинен призначити комісію з осіб, представників громадськості, які затверджені наказом по підприємству та рішенням профкому для виконання робіт з приймання нафтопродуктів.

Представник громадськості вантажоодержувача або представник стороннього підприємства може брати участь у прийманні нафтопродуктів на даному підприємстві не більше двох разів на місяць, маючи при цьому разове посвідчення за підписом керівника підприємства.

4.1.3.22. Нафтопродукти з цистерн повинні бути злиті повністю відповідно до ГОСТ 1510.

4.1.3.23. Для контролю за надходженням і оприбуткуванням нафтопродуктів на ППЗН ведеться журнал обліку надходження нафтопродуктів за формою N 6-НП (додаток 6).

Сторінки журналу нумеруються і скріплюються печаткою. Кількість аркушів у журналі засвідчується підписом керівництва ППЗН.

Записи в журналі ведуться на підставі транспортних і відвантажувальних документів, актів приймання нафтопродуктів.

Приймання нафти і нафтопродуктів, які надійшли водним транспортом

4.1.3.24. Маса нафти і нафтопродуктів при зливі з нафтоналивних суден визначається вантажоодержувачем згідно з вимірюваннями в берегових резервуарах за наявності затверджених територіальними органами Держстандарту України градуювальних таблиць і довжини берегових трубопроводів не більше двох кілометрів.

В окремих випадках за погодженням з територіальними органами Держстандарту допускається визначення кількості нафтопродуктів за вимірюванням у берегових резервуарах уздовж трубопроводу понад два кілометри.

При цьому похибка вимірювань маси не повинна перевищувати +-0,5%, при місткості трубопроводу діаметром до 400 мм не повинна перевищувати 500 куб.м, а діаметром 400 мм і більше - 800 куб.м.

4.1.3.25. Перед перекачуванням у резервуар також проводяться вимірювання в танках суден і відбір проб із них згідно з ГОСТ 2517. Відібрані проби опечатуються представниками пароплавства та ППЗН і зберігаються на ППЗН у термін, встановлений ГОСТ 2517.

Способи визначення маси нафтопродукту в пунктах вивантаження і навантаження повинні бути рівноцінними. У тих випадках, коли вантажовідправник визначав масу вантажу за вимірюваннями в судні, вантажоодержувач, крім вимірювань у судні, здійснює вимірювання прийнятої маси нафтопродукту в резервуарі.

Незалежно від довжини трубопроводу нафтопродукти, одержані із суден, можна визначити за лічильниками рідини масовим або об'ємним способом, що забезпечує похибку вимірювань відповідно не більше +-0,5% і +-0,25%.

4.1.3.26. Залишок нафтопродукту після зливу вимірюється у танках судна разом вантажоодержувачем і представником пароплавства з оформленням акта за формою ГУ-36.

4.1.3.27. Маса нафтопродуктів у берегових резервуарах і трубопроводах визначається до і після проведення операції.

4.1.3.28. При визначенні маси нафтопродуктів у суднах вимірюється рівень і об'єм нафтопродукту в кожному танку судна аналогічно до вимірювань у резервуарах.

4.1.3.29. Якщо на шляху проходження нафтоналивного судна провадиться перевалка, паузка або часткова здача нафтопродукту в проміжних пунктах, тоді її оформляють актом перевалки (паузки) за формою ГУ-10 і роблять відмітку в накладній і шляховій відомості.

Вантажоодержувач, що отримав нафтопродукт під час паузки, повідомляє в п'ятиденний строк про масу прийнятого нафтопродукту вантажовідправнику і кінцевому вантажоодержувачу.

Після прибуття судна до кінцевого пункту призначення вантажоодержувач і представник пароплавства зобов'язані звірити загальну кількість зданого нафтопродукту в кожному пункті з масою, відвантаженою згідно з накладною вантажовідправника.

4.1.3.30. На вимогу одержувача, заявлену до початку вивантаження, нафтопродукти приймаються за участю пароплавства, якщо:

нафтопродукти прибули в судні з пошкодженими вантажними відсіками або пломбами;

нафтопродукти підігріваються до і протягом вивантаження за допомогою переносних систем, у тому числі "гострим паром" або судовою стаціонарною, але несправною системою підігріву;

у пункті відправлення маса нафтопродуктів визначалась за участю пароплавства.

4.1.3.31. Після прибуття нафтоналивного судна в пункт призначення капітаном (шкіпером) вручаються представникам ППЗН і пароплавства супровідні документи, а також капітанська проба і проба вантажовідправника.

4.1.3.32. Представниками ППЗН і пароплавства виміряється рівень нафтопродукту (в судні або резервуарі), визначається маса підтоварної води і відбираються проби з прибулого судна згідно з ГОСТ 2517.

Якщо підтоварної води виявиться більше, ніж зазначено у накладній, то з обводнених танків відбирається проба, і вона аналізується окремо. За даними аналізу цих проб визначається маса обводненого нафтопродукту в танках.

4.1.3.33. При бортовому перевантаженні нафтопродукту (з одного судна в інше) проби відбираються із судна, що викачується, а подане під завантаження нафтоналивне судно має бути підготовлене відповідно до вимог ГОСТ 1510.

4.1.3.34. Якщо високов'язкі мазути вивантажуються після розігріву "гострим паром" або несправним паропроводом нафтоналивного судна, то якість визначається аналізом проб, відібраних із резервуарів.

4.1.3.35. Якщо судно з нафтопродуктом прибуло під вивантаження в аварійному, вантажостічному або водостічному стані, після бортової перевалки і паузки вимагає розігріву нафтопродукту "гострим паром", то ППЗН приймає нафтопродукти тільки за вимірюваннями у резервуарах незалежно від того, яким способом визначалась маса нафтопродукту в пункті навантаження, і з заявою про це пароплавству до вивантаження.

Якщо нафтопродукти, після викачки із судна або при здачі з перевіркою маси і якості у резервуарах, виявляться нестандартними щодо наявності води та механічних домішок і вимагатимуть відстою, то вимірювальний люк, усі крани і засувки пломбуються пломбами пароплавства на строк відстою, який наведено в таблиці 2.

Таблиця 2 Періоди відстою нафтопродуктів

------------------------------------------------------------------

Вид вантажу | Період відстою в годинах

| по днях і місяцях

|

| 01.05-31.08 01.09-30.04

-----------------------------------+------------------------------

Світлі нафтопродукти, | 12 | 12

крім дизельного палива | |

Дизельне паливо | 24 | 30

Темні нафтопродукти | 36 | 48

Масла | 48 | 48

------------------------------------------------------------------

4.1.3.36. Вантажоодержувач у період навігації зобов'язаний провадити взаєморозрахунки з вантажовідправником за кожний суднорейс з урахуванням маси прийнятого нафтопродукту за вимірюваннями в резервуарах та із застосуванням відповідних норм природного убутку.

4.1.3.37. За результатами перевезень упродовж навігації між пароплавством, вантажоодержувачем та вантажовідправником провадяться сальдовані розрахунки з включенням до них суднорейсів, у яких маса перевезених нафтопродуктів визначалась за участю пароплавства (при паузці, вивантаженнях у декількох пунктах, наявності залишків у суднах).

Строки проведення і закінчення сальдових розрахунків упродовж навігації установлюються за домовленістю сторін.

Приймання нафтопродуктів, що надійшли автомобільним транспортом

4.1.3.38. З прибуттям на ППЗН нафтопродуктів в автоцистерні перевіряється наявність і цілість пломб, технічний стан автоцистерни, визначається повнота заповнення цистерни і відповідність нафтопродукту, вказаному в товарно-транспортній накладній, яка пред'являється водієм.

4.1.3.39. Маса нафтопродукту в автоцистерні визначається зважуванням на автомобільних вагах або об'ємно-масовим методом, а нафтопродуктів, розфасованих в тару, - зважуванням або за трафаретами тари (якщо нафтопродукти в заводській упаковці). Про прийнятий нафтопродукт матеріально відповідальна особа складає акт.

4.1.4. Зберігання нафтопродуктів

4.1.4.1. На всіх ППЗН ведеться облік нафтопродуктів із записом у журналі вимірювань нафтопродуктів у резервуарах за формою N 7-НП (додаток 7) у кожному резервуарі окремо з відображенням усіх операцій, що провадяться кожною зміною.

Сторінки журналу нумеруються і скріплюються печаткою та підписом керівництва ППЗН.

4.1.4.2. Точність визначення маси нафтопродуктів при товарно-транспортних операціях повинна забезпечуватися:

правильним складанням градуювальних таблиць на резервуари і транспортні засоби (нафтоналивні судна, залізничні і автомобільні цистерни, трубопроводи);

правильним визначенням нерівностей днищ і нахилів резервуарів;

використанням справних і повірених засобів вимірювальної техніки (рулеток, метроштоків та ін);

похибкою вимірювань рівня, густини і температури в резервуарах ППЗН і цехів після відстою нафтопродукту не менше двох годин;

правильним визначенням вмісту води в нафтопродуктах та підтоварної води;

відповідною підготовкою робітників, що займаються обліком нафтопродуктів.

4.1.4.3. Нафтопродукти повинні зберігатися у резервуарах, металевій, дерев'яній та іншій тарі, що відповідає вимогам технічних умов і стандартів.

4.1.4.4. Для запобігання втрат при зберіганні нафтопродуктів повинно бути організоване спостереження за станом резервуарного парку. Контроль за збереженням нафтопродуктів у резервуарах і тарі здійснюється зовнішнім оглядом тари і вимірюванням рівня у резервуарах.

4.1.4.5. Маса нафтопродукту, розфасованого в справні бочки, бідони, мішки тощо, визначається за трафаретом, проставленим на тарі.

4.1.5. Відпуск нафтопродуктів

4.1.5.1. Відпуск нафтопродуктів споживачам проводять на підставі попередньо укладених договорів або за готівку.

4.1.5.2. Відпуск нафтопродуктів споживачам проводять після попередньої оплати або за умов, передбачених угодами.

4.1.5.3. Відпуск нафтопродуктів провадиться нафтопродуктопроводами, водним, залізничним, автомобільним транспортом, а також внутрішньобазовими трубопроводами.

4.1.5.4. На відпуск нафтопродуктів матеріально відповідальними особами оформляються відповідні документи.

Відвантаження нафтопродуктів залізничним транспортом

4.1.5.5. Нафтопродукти перевозяться у залізничних цистернах, бункерних напіввагонах, а розфасовані в тару - в критих вагонах відповідно до ГОСТ 1510.

Для перевезення нафтопродуктів використовуються залізничні цистерни:

з універсальним зливним приладом (трафарети "Бензин-нафта", "Мазут"), а також 4 і 8-осні цистерни вантажопідйомністю 60, 90, 120 тонн (трафарет "Бензин");

з верхнім зливом (трафарет "Бензин").

У цистернах, що мають трафарет "Бензин", дозволяється перевозити тільки світлі нафтопродукти: бензин, гас, дизельне паливо.

4.1.5.6. Цистерни, бункерні напіввагони і криті вагони під налив і навантаження нафтопродуктів підготовлюються згідно з ГОСТ 1510 та "Правилами перевозок грузов", діючими на залізничному транспорті. Придатність їх для перевезення нафтопродуктів у комерційному відношенні визначається відправником, який відповідає за збереження якості нафтопродуктів.

4.1.5.7. Нафтопродукти наливаються в залізничні цистерни до рівня наповнення, передбаченого "Правилами перевозок грузов", не допускаючи переливу.

Для зменшення втрат світлих нафтопродуктів від випаровувань в процесі наливу і для запобігання утворення піни і зарядів статичної електрики верхній налив у цистерни необхідно здійснювати по рукавах (трубах), що доходять до дна цистерни.

4.1.5.8. Нафтопродукти відвантажуються маршрутами, окремими партіями та одиночними цистернами.

Маса нафтопродуктів у кожній цистерні, а також маса нафтопродуктів, фасованих у бочки, бідони та іншу тару, під час відпуску в критих вагонах або контейнерах визначається вантажовідправником. Тара повинна мати маркування за ГОСТ 1510 із зазначенням маси брутто і нетто, найменування продукту з написом "Вогненебезпечно".

4.1.5.9. На фасований нафтопродукт вантажовідправником складається специфікація, яка разом з паспортом якості додається до залізничної накладної.

4.1.5.10. Після закінчення наливу і визначення маси налитого (навантаженого) нафтопродукту залізничні цистерни обов'язково пломбуються вантажовідправником.

4.1.5.11. При визначенні маси нафтопродуктів об'ємно-масовим методом вантажовідправник зазначає у накладній тип цистерн, повне найменування і марку нафтопродукту, густину за температури її вимірювання, рівень наливу, процент вмісту води і масу в кожній цистерні.

При визначенні маси нафтопродуктів зважуванням одиночних цистерн або навантаженого состава в накладній вказується найменування, марка і маса (нетто) нафтопродукту в кожній цистерні.

На кожну завантажену цистерну, групу цистерн або маршрут складаються залізнична накладна, дорожня відомість, її корінець і квитанція про приймання вантажу. До накладної додається паспорт якості нафтопродукту.

4.1.5.12. Залізнична накладна та дорожня відомість супроводять вантаж.

4.1.5.13. Копія дорожньої відомості залишається на залізниці. Залізнична квитанція, яку залізниця повертає вантажовідправнику, разом з виписаним рахунком, платіжним дорученням і одним примірником відвантажувальної відомості направляються споживачу (вантажоотримувачу).

4.1.5.14. На кожний наливний маршрут цистерн товарним оператором складається відомість наливу і відвантаження нафтопродуктів за формою N 8-НП (додаток 8), яка разом з доданими квитанціями передається до бухгалтерії, що є основою для списання нафтопродуктів з підзвіту матеріально відповідальних осіб.

4.1.5.15. При перевезеннях нафтопродуктів маршрутами і групами цистерн за однією залізничною накладною паспорт якості повинен бути доданий у кількості не менше 5 примірників, які можуть бути використані у випадках відчіплення цистерн унаслідок технічної несправності або з інших причин.

При відвантаженні маршрутами авіаційного бензину і палива для реактивних двигунів паспорти якості повинні бути оформлені на кожну цистерну. До кожної цистерни додаються паспорти якості при відвантаженні нафтопродуктів на розпилювальні пункти.

Відвантаження нафтопродуктів водним транспортом

4.1.5.16. Судно повинно подаватися під навантаження в технічно справному стані, підготовленому відповідно до вимог ГОСТ 1510.

4.1.5.17. Перед навантаженням представники ППЗН і пароплавства разом вимірюють залишок нафтопродукту в танках судна, про що складається акт за формою ГУ-36.

4.1.5.18. Маса нафтопродуктів під час наливу суден визначається вантажовідправником.

4.1.5.19. Капітан (шкіпер) нафтоналивного судна, що прибув під навантаження, повинен представити акт N 2 за формою ГУ-36 про залишок нафтопродукту. Представник ППЗН за участю представника пароплавства повинен звірити фактичну наявність з даними за актом. За перевищення допустимого за ГОСТ 1510 залишку необхідно вимагати від пароплавства підготовку судна відповідно до вимог ГОСТ 1510.

4.1.5.20. У разі визначення маси нафтопродукту при навантаженні за вимірюваннями в судні проби відбираються із судна згідно з вимогами ГОСТ 2517.

Із відібраних проб складається середня і розливається в три (при експорті - в п'ять) пляшки, на які наклеюються етикетки з підписом представників ППЗН та пароплавства за формою N 9-НП (додаток 9).

Одна пляшка з пробою призначається для аналізу при прийманні (здаванні), друга з печаткою пароплавства передається для зберігання (на випадок арбітражного аналізу) в лабораторію ППЗН, а третя з печаткою ППЗН вручається капітану (шкіперу) судна для передачі вантажоодержувачу.

У випадку визначення маси нафтопродукту при навантаженні за вимірюваннями в берегових резервуарах проби відбираються із резервуарів за ГОСТ 2517.

4.1.5.21. Танки нафтоналивних суден після навантаження в кожному окремому випадку пломбуються за погодженням між вантажовідправником і пароплавством.

4.1.5.22. Нафтовантажі оформляються:

при річкових перевезеннях - документами за формою ГУ-9, що складаються із накладної, квитанції, шляхової відомості, копії шляхової відомості і корінця шляхової відомості;

при морських перевезеннях - конасаментом за формою КСР-7, таймщитом за формою Е-16 і накладної.

Дані щодо вимірювань нафтопродуктів у резервуарах і танках судна до і після навантаження вказуються у накладній за формою ГУ-9 або в акті за формою КСР-7 із зазначенням способу вимірювань.

До перелічених документів додається паспорт якості навантаженого нафтопродукту і капітанська проба, яка вручається капітану (шкіперу) судна.

4.1.5.23. Якщо нафтопродукт адресується двом або декільком вантажоодержувачам однієї фірми, орендного підприємства або підприємства з іншою формою господарської діяльності, то таке перевезення оформляють одним комплектом документів. При цьому в графі "Пункт призначення" вказують кінцевий пункт призначення, а масу нафтопродукту в кожний пункт призначення вказують на вільному полі документа і засвідчують підписом вантажовідправника.

Відвантаження нафтопродуктів автотранспортом

4.1.5.24. Підприємства нафтопродуктозабезпечення відпускають нафтопродукти згідно з укладеними договорами.

4.1.5.25 На підставі договору на кожного споживача відкривається картка обліку (наряд, замовлення) за формою N 10-НП (додаток 10), у якій відображаються маса відпущених нафтопродуктів та всі зміни в договорі. У картку обліку фактичного відпуску нафтопродуктів заносяться дані товарно-транспортних накладних.

4.1.5.26. Нафтопродукти споживачам доставляються централізовано або вивозяться самим споживачем.

4.1.5.27. У разі замовлення на централізовану доставку нафтопродуктів складається форма N 11-НП (додаток 11), на підставі якої підприємство складає графік відвантаження нафтопродуктів.

4.1.5.28. Щоденно, на підставі графіка відвантаження, робітником підприємства складається добовий наказ на доставку нафтопродуктів за формою N 12-НП (додаток 12). Добовий наказ складається у двох примірниках робітником підприємства нафтопродуктозабезпечення. Один примірник наказу передається для виписування товарно-транспортної накладної, а другий залишається на підприємстві для контролю.

Після відвантаження нафтопродуктів у добовому наказі проставляються номери товарно-транспортних накладних і маса фактичного відвантаження за день.

4.1.5.29. Автоцистерни з нафтопродуктами повинні пломбуватися підприємством відповідно до діючих правил перевезення (ГОСТ 1510), за винятком тих випадків, коли нафтопродукти вивозяться автотранспортом одержувача.

4.1.5.30. На вимогу споживача може проводитись відбіркове контрольне зважування розфасованих нафтопродуктів. За відсутності розходжень у вимірюванні маси брутто із зазначеною на тарі маса нафтопродукту визначається за трафаретом тари.

4.1.5.31. Нафтопродукти відпускаються у технічно справну тару споживачів після пред'явлення ними доручення і довідки про дійсну місткість тари, виданої територіальним органом Держстандарту України.

4.1.5.32. Відпуск нафтопродуктів, що доставляються самовивозом, оформлюється також товарно-транспортною накладною (ТТН) у 4 примірниках з яких:

перший та четвертий - залишаються у товарного оператора і є первинним документом складського обліку з наступним здаванням до бухгалтерії підприємства;

другий та третій - вручаються представникові організації споживача. При цьому другий примірник є супровідним документом вантажу, а третій - слугує для обліку транспортної роботи.

4.1.5.33. ТТН на вивіз нафтопродуктів автотранспортом одержувача оформлюється на підставі доручення споживача, а на центровивіз - на підставі шляхового листа автотранспортної організації.

4.1.5.34. Перед відпуском нафтопродуктів товарний оператор зобов'язаний вимагати від одержувача пред'явлення усіх примірників ТТН, після чого здійснює відпуск.

На лицьовому боці ТТН оператор відмічає номер резервуара, з якого відпущено нафтопродукт, розписується в ній і здає для оформлення.

4.1.5.35. Оператор товарний має право відпускати нафтопродукти, тільки пойменовані у ТТН, і не більше вказаної кількості.

Заміна одного виду нафтопродукту на інший або дописування у ТТН нових видів нафтопродуктів категорично забороняється.

Відпуск нафтопродуктів повинен бути проведений у день виписування ТТН.

ТТН на відпущені нафтопродукти зі складу і акти здачі-приймання на перекачку нафтопродуктів на АЗС трубопроводом старший оператор здає до бухгалтерії не пізніше ранку наступного дня разом з реєстром, який складається у двох примірниках. Реєстр підписують старший оператор та бухгалтер.

4.1.5.36. ТТН за формою N 1-ТН є бланками суворої звітності, що виготовляються друкарським способом з обліковою серією і друкарською нумерацією. Порядок обліку їх одержання, зберігання та використання затверджено наказом Мінстату України і Мінтрансу України від 17.01.97 N 13/12 ( z0041-97 ) "Зміни і доповнення до Інструкції про порядок виготовлення, зберігання, застосування єдиної первинної транспортної документації для перевезення вантажів автомобільним транспортом та обліку транспортної роботи" та зареєстровано в Мін'юсті України 20.02.97 N 41/1845.

4.1.6. Приймання і здача нафтопродуктів з магістральних нафтопродуктопроводів

4.1.6.1. Приймання і здача нафтопродуктів з нафтопродуктопроводів та їх відводів підприємствам нафтопродуктозабезпечення обумовлюються договором, що укладається між підприємством нафтопродуктопроводу - постачальником та підприємством нафтопродуктозабезпечення - покупцем.

4.1.6.2. Порядок приймання і здачі нафтопродуктів з нафтопродуктопроводів установлюється згідно з Інструкцією з обліку нафтопродуктів на підприємствах нафтопродуктопроводів, затвердженою об'єднанням "Укрнафтопродукт" 12.10.94.

4.1.6.3. Приймання та здача нафтопродуктів здійснюється у резервуарах споживача (якщо інше не передбачене умовами поставки нафтопродуктів за договором), транспортних засобах або у вузлах обліку відповідно до договору між постачальником та покупцем.

Забороняється провадити одночасно приймання та здачу нафтопродукту з одного й того ж резервуара.

4.1.6.4. Резервуари і трубопроводи повинні бути обладнані стаціонарними пробовідбірниками згідно з ГОСТ 2517.

4.1.6.5. Технологічна обв'язка і запірна арматура резервуарів і вузлів обліку не повинні допускати перетікання і витікання нафтопродуктів.

4.1.6.6. Резервуари і транспортні засоби повинні підлягати зачистці відповідно до діючих правил щодо їх експлуатації і ГОСТ 1510.

4.1.6.7. Покупець надає постачальнику паспорт якості залишку нафтопродуктів у резервуарах.

4.1.6.8. Приймання і здача нафтопродуктів у резервуарах провадиться уповноваженими представниками постачальника і покупця не менше ніж після двохгодинного відстою та віддалення підтоварної води.

4.1.6.9. При прийманні і здачі якість нафтопродуктів повинна відповідати вимогам нормативної документації і підтверджуватися паспортом якості, який видає постачальник.

4.1.6.10. При прийманні нафтопродуктів від постачальника - виготовлювача показники якості визначаються постачальником у повному об'ємі відповідно до нормативної документації на даний нафтопродукт.

4.1.6.11. Приймальні лінії кінцевих засувок магістральних трубопроводів, відводів на підприємствах по забезпеченню нафтопродуктами не повинні бути зв'язані з іншими технологічними трубопроводами цих підприємств або приймально-здавальних пунктів.

4.1.6.12. Базові висоти резервуарів (висотні трафарети) вимірюють один раз на рік, а також після їх ремонту і зачистки представниками постачальника і покупця із складанням відповідних актів (МИ 1823).

Акти затверджуються територіальним органом Держстандарту та додаються до паспортів і градуювальних таблиць резервуарів.

4.1.6.13. Постачальник у присутності покупця перевіряє закриття і герметичність видаткових засувок резервуарів та інших засувок, що технологічно зв'язані з приймальною лінією, пломбує їх та відображає це у спеціальному журналі реєстрації пломб.

Після закінчення здачі нафтопродуктів та оформлення акта приймання-здачі пломби знімаються.

Засувки, що знаходяться в кінці трубопроводів та відводів, після закінчення здачі нафтопродуктів закриваються та пломбуються постачальником.

4.1.6.14. Маса нафтопродуктів, які надійшли з нафтопродуктопроводів та їх відводів, визначається представниками підприємства-покупця і представниками трубопровідного транспорту.

Результати приймання-здачі нафтопродуктів з нафтопродуктопроводів оформляються актом за формою N 13-НП (додаток 13).

4.1.6.15. Постачальник має право за участю представників покупця провадити перевірку стану обліку нафтопродуктів, які здаються на підприємство нафтопродуктозабезпечення.

Результати перевірок та вжиті заходи при виявленні лишків і нестач повідомляються письмово Управлінню магістральних нафтопродуктопроводів та організації підприємства-покупця.

Здача нафтопродуктів на наливних пунктах

4.1.6.16. При здачі нафтопродуктів вантажовідправникам на наливних пунктах у залізничних і автомобільних цистернах і суднах представники сторін визначають масу нафтопродукту в кожних цистерні та судні.

Маса налитого нафтопродукту в залізничні цистерни і судна звіряється з його масою, виміряною у резервуарі вантажовідправника.

4.1.6.17. При відвантаженні нафтопродуктів безпосередньо споживачам у залізничних цистернах представники підприємств нафтопродуктопроводу визначають масу нафтопродукту в кожній цистерні і в цілому усього маршруту. Загальну масу нафтопродукту в маршруті звіряють з його масою, виміряною у резервуарах. Вантажовідправник пломбує цистерни і здає їх залізниці.

4.1.6.18. Підготовку залізничних і автомобільних цистерн та суден під налив проводять згідно з ГОСТ 1510.

4.1.6.19. Налив нафтопродуктів у залізничні цистерни провадиться з урахуванням збільшення об'єму внаслідок підвищення температури нафтопродукту на шляху проходження і в пункті призначення.

4.1.6.20. Придатність залізничних цистерн для перевезення нафтопродуктів у комерційному і технічному відношенні визначає вантажовідправник, який несе відповідальність за псування вантажу в результаті наливу нафтопродукту у невідповідну або незачищену цистерну.

4.1.6.21. Перед наливом нафтопродуктів у залізничні цистерни вантажовідправник повинен перевірити правильність закриття кришки люка, наявність прокладок та заварених шайб валика кришки і про помічені недоліки повідомити представника залізниці з метою їх усунення.

4.1.6.22. Залізничні цистерни, танки річкових та морських суден з нафтопродуктами повинні бути опломбовані пломбою вантажовідправника. Вантажовідправник несе відповідальність за правильність визначення кількості і якості нафтопродуктів у цистернах і суднах.

4.1.6.23. Перелік супровідних документів на нафтопродукти, що відвантажуються залізничними цистернами, зазначені у пп. 4.1.5.11 і 4.1.5.15.

При відвантаженнях маршрутами палива для реактивних двигунів та при відвантаженні нафтопродуктів на розпилювальні пункти паспорти якості повинні бути додані до кожної цистерни.

4.1.6.24. Із залізничних і автомобільних цистерн у пунктах наливу відбирають проби згідно з ГОСТ 2517 і договором між постачальником і покупцем.

4.1.6.25. Станція відправлення видає вантажовідправнику квитанцію на прийнятий до перевезення нафтопродукт. Ця квитанція є підставою для фінансових розрахунків з вантажоодержувачем.

4.1.6.26. Крім залізничної накладної, яка направляється з нафтопродуктом у пункт призначення, вантажовідправник на кожний маршрут складає відвантажувальну відомість за формою N 14-НП (додаток 14), яку разом з доданими до неї квитанціями передає до бухгалтерії вантажовідправника. Відомість є підставаю для списання відповідного нафтопродукту з рахунку "Товари".

Приймання і здача нафтопродуктів з відводів магістральних нафтопродуктопроводів на підприємствах нафтопродуктозабезпечення

4.1.6.27. Приймання і здачу нафтопродуктів з відводів магістральних нафтопродуктопроводів провадять згідно з Порядком здачі нафтопродуктів на підприємства нафтопродуктозабезпечення (покупцям) з магістральних нафтопродуктопроводів або їх відводів (додаток 3 до Інструкції з обліку нафтопродуктів на підприємствах нафтопродуктопроводів, затвердженої об'єднанням "Укрнафтопродукт", 1994).

4.1.6.28. Операція приймання-здачі нафтопродуктів провадиться шляхом закачки їх із магістрального нафтопродуктопроводу відводами в резервуари підприємства нафтопродуктозабезпечення з наступною здачею цих нафтопродуктів.

4.1.6.29. Кінцевий вузол засувок відводу на території підприємства нафтопродуктозабезпечення, незалежно від приналежності відводу постачальникові або покупцеві, повинен бути огороджений і замикатися.

Постачальник разом з покупцем пломбує кінцеві засувки і здає їх охороні підприємства нафтопродуктозабезпечення або АЗС із записом у журналах реєстрації відкриття та закриття засувок і стану засувок кінцевого вузла відводу згідно з формами N 15-НП (додаток 15) та N 16-НП (додаток 16).

4.1.6.30. Покупець забезпечує постачальника технічною документацією по підприємству нафтопродуктозабезпечення, АЗС (технологічною схемою, технологічною картою експлуатації резервуарів, градуювальними таблицями резервуарів і трубоповодів).

4.1.6.31. Контроль за наповненням резервуара і зміною рівня нафтопродукту в ньому не рідше ніж через кожні дві години (у парні години) здійснює оператор покупця разом з оператором постачальника за показниками об'ємного лічильника або шляхом вимірювання рівня за допомогою стаціонарного рівнеміра, рулетки з лотом, метроштока.

Дані про надходження нафтопродукту на підприємство за кожні дві години оператор постачальника повідомляє оператору перекачувальної станції, останній - диспетчеру РУМНПП, який потім повідомляє їх диспетчеру УМНПП.

4.1.6.32. Об'єм і масу нафтопродукту, прийнятого з відводу магістрального нафтопродуктопроводу, представники постачальника і покупця визначають шляхом спільних вимірювань рівня густини і температури нафтопродукту, а також підтоварної води в резервуарі підприємства до і після закачки і оформляють акт за формою N 13-НП (додаток 13).

4.1.6.33. Представник постачальника разом із представником покупця на перше число складає зведений акт приймання і здачі нафтопродукту за минулий місяць за формою N 17-НП (додаток 17).

Акт надсилається до товарно-транспортної служби РУМНПП.

4.1.6.34. При прийманні-здачі нафти та нафтопродуктів з вузла обліку їх масу визначають відповідно до "Инструкции по учету нефти при ее транспортировке", АК "Транснефть", Росія, 1995.

Порядок складання товарного балансового звіту

4.1.6.35. Товарний балансовий звіт складається на перше число кожного місяця на підставі актів приймання-здачі нафтопродуктів за цей період, результатів інвентаризації та інших документів.

4.1.6.36. Товарний балансовий звіт перекачувальних і наливних станцій складається матеріально відповідальними особами (операторами) в трьох примірниках, з яких два примірники передаються до товарно-транспортного відділу УМНПП за формою N 18-НП (додаток 18), а один залишається у матеріально відповідальної особи.

4.1.6.37. Товарно-транспортні відділи на підставі товарного балансового звіту перекачувальних та наливних станцій складають зведений балансовий звіт за вищезазначеною формою за місяць, наростаючим підсумком за квартал, рік у двох примірниках. Один примірник звіту залишається у товарно-транспортному відділі, а другий разом з примірником товарного балансового звіту перекачувальної та наливної станцій передаються до бухгалтерії УМНПП для звірення залишків нафтопродуктів з бухгалтерським обліком.

Товарні балансові звіти складають за формою, наведеною у додатку 18, окремо по кожній групі нафтопродукту.

Визначення втрат нафтопродуктів та їх списання

4.1.6.38. Загальні фактичні втрати нафтопродуктів визначають як різницю між прибутковою та витратною частиною товарного балансу. Вони включають:

природні втрати при зберіганні, прийманні, відпуску, транспортуванні;

разові втрати при пошкодженнях та аваріях, зачистці резервуарів та трубопроводів, монтажі та ремонті технологічного обладнання.

4.1.6.39. Природні втрати визначають як різницю між загальними фактичними та разовими втратами. Вони порівнюються з нормованими втратами, розрахованими за діючими нормами природних втрат нафтопродуктів при прийманні, зберіганні, відпуску та транспортуванні.

Втрати нафтопродуктів у межах затверджених норм списуються за рішенням керівника підприємства на витрати виробництва. Норми природних втрат застосовуються лише в разі виявлення фактичних нестач. За відсутності затверджених норм на підприємстві втрата розглядається як понаднормова нестача. Понаднормові нестачі відшкодовують особи, що їх вчинили. За відсутності винуватців понаднормові нестачі списуються керівником підприємства після детального розслідування причин, які призвели до нестачі, за рахунок прибутку, який залишається у розпорядженні підприємства.

4.1.6.40. Визначення втрат нафтопродуктів при аваріях, пошкодженнях та їх списання здійснюється відповідно до "Инструкции по техническому расследованию, учету аварий и повреждений технологических объектов магистральных нефтепродуктопроводов и списанию сверхнормативных потерь нефтепродуктов", Держкомнафтопродукт СРСР, 1984.

4.1.6.41. Звіт щодо втрат нафтопродуктів складається щомісячно за формою N 19-НП (додаток 19).

4.1.6.42. Реалізований нестандартний нафтопродукт враховується у товарному балансовому звіті як "пересортиця".

4.1.6.43. Втрати нафтопродукту при виконанні планово-попереджувальних робіт із зачистки резервуарів, трубопроводів, під час їх ремонту та заповнення нафтопродуктом трубопроводів у разі пуску визначаються комісією, призначеною керівником підприємства.

Зазначені роботи проводяться відповідно до діючих правил та інструкцій. Втрати нафтопродукту при цьому повинні бути технічно обгрунтованими та мінімальними.

Списання таких втрат нафтопродуктів здійснюється на підставі акта, складеного призначеною комісією, і затверджується керівником підприємства. Ці втрати списуються на собівартість (витрати обігу).

4.1.6.44. В управлінні МНПП відповідно до "Порівнювальної відомості" складається звіт щодо втрат нафтопродуктів, який використовується при складанні товарного балансового звіту.

4.1.6.45. Нафтопродукти, зібрані внаслідок зачистки резервуарів, трубопроводів, цистерн, нафтоналивних суден та іншого обладнання, а також використані як промивальні рідини, переводяться у залежності від їх якості в інші сорти або відпрацьовані нафтопродукти групи СВН (суміші відпрацьованих нафтопродуктів).

Результати переведення нафтопродуктів із сорту в сорт оформляються актом за формою N 20-НП (додаток 20).

4.1.7. Приймання і відпуск нафтопродуктів на автозаправних станціях

4.1.7.1. Облік руху нафтопродуктів на АЗС ведеться в одиницях об'єму і маси.

Приймання та оприбуткування нафтопродуктів на АЗС

4.1.7.2. Приймання усіх нафтопродуктів, що надходять на АЗС в автоцистернах, а також нафтопродуктів, розфасованих у дрібну тару, провадиться за товарно-транспортною накладною і за об'ємом, виміряним у резервуарі.

4.1.7.3. Перед зливом нафтопродуктів оператор АЗС зобов'язаний:

упевнитися у справності резервуара і його обладнання, технологічних трубопроводів і правильності функціонування запірної арматури при її переключенні;

виміряти рівень нафтопродукту в резервуарі;

упевнитися у наявності і правильності засобів пожежогасіння, правильності заземлення автоцистерн і справності її зливного пристрою;

вжити заходів щодо запобігання розливу нафтопродукту;

упевнитися, що двигун автоцистерни вимкнений (при зливі самопливом або насосом АЗС);