Тип: Розпорядження
№ 281/171/578/155
Дата: 20 травня 2008 р.
Статус: Чинний
МІНІСТЕРСТВО ПАЛИВА ТА ЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ МІНІСТЕРСТВО ЕКОНОМІКИ УКРАЇНИ МІНІСТЕРСТВО ТРАНСПОРТУ ТА ЗВ'ЯЗКУ УКРАЇНИ ДЕРЖАВНИЙ КОМІТЕТ УКРАЇНИ З ПИТАНЬ ТЕХНІЧНОГО РЕГУЛЮВАННЯ ТА СПОЖИВЧОЇ ПОЛІТИКИ
НАКАЗ
20.05.2008 N 281/171/578/155
Зареєстровано в Міністерстві юстиції України 2 вересня 2008 р. за N 805/15496
Про затвердження Інструкції про порядок приймання, транспортування, зберігання, відпуску та обліку нафти і нафтопродуктів на підприємствах і організаціях України
Відповідно до Положення про Міністерство палива та енергетики України, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 02.11.2006 N 1540 ( 1540-2006-п ) та з метою встановлення єдиного порядку організації та виконання робіт, пов'язаних з прийманням, транспортуванням, зберіганням, відпуском та обліком товарної нафти і нафтопродуктів, НАКАЗУЄМО:
1. Затвердити Інструкцію про порядок приймання, транспортування, зберігання, відпуску та обліку нафти і нафтопродуктів на підприємствах і організаціях України, що додається.
2. Департаменту з питань нафтової, газової та нафтопереробної промисловості Міністерства палива та енергетики (Стадник Т.С.) забезпечити подання наказу на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України.
3. Контроль за виконанням цього наказу покласти на першого заступника Міністра палива та енергетики Бугайова О.А.
Міністр палива та енергетики України Ю.В.Продан
Міністр економіки України Б.М.Данилишин
Міністр транспорту та зв'язку України Й.В.Вінський
Голова Державного комітету України з питань технічного регулювання та споживчої політики О.С.Шнипко
ПОГОДЖЕНО:
Голова Державного комітету статистики України О.Г.Осауленко
Перший заступник Міністра юстиції України Євген Корнійчук
Голова Державного комітету України з питань регуляторної політики та підприємництва К.О.Ващенко
Заступник Міністра фінансів України А.І.Мярковський
ЗАТВЕРДЖЕНО Наказ Мінпаливенерго України, Мінтрансзв'язку України, Мінекономіки України, Держспоживстандарту України 20.05.2008 N 281/171/578/155
Зареєстровано в Міністерстві юстиції України 2 вересня 2008 р. за N 805/15496
ІНСТРУКЦІЯ про порядок приймання, транспортування, зберігання, відпуску та обліку нафти і нафтопродуктів на підприємствах і організаціях України
1 Загальні положення
Ця Інструкція встановлює єдиний порядок організації та виконання робіт, пов'язаних з прийманням, транспортуванням, зберіганням, відпуском та обліком товарної нафти (далі - нафта) і нафтопродуктів.
Ця Інструкція поширюється на всі класи, типи, групи і види нафти та типи, марки і види (залежно від масової частки сірки) нафтопродуктів.
Ця Інструкція не поширюється на видобуток нафти, здавання її з системи магістральних нафтопроводів споживачам та на міждержавні перевезення нафти і нафтопродуктів.
Вимоги цієї Інструкції є обов'язковими для всіх суб'єктів господарювання (підприємств, установ, організацій та фізичних осіб - підприємців), що займаються хоча б одним з таких видів економічної діяльності, як закупівля, транспортування, зберігання і реалізація нафти і нафтопродуктів на території України (далі - підприємства).
2 Позначення та скорочення
НПЗ - нафто- та газопереробний заводи
НГВУ - нафтогазовидобувне управління
АЗС - автозаправна станція
ТТН - товарно-транспортна накладна на відпуск нафтопродуктів (нафти)
ПДВ - податок на додану вартість
ПРК - паливороздавальні колонки
ОРК - оливороздавальні колонки
ЕККА - електронний контрольно-касовий апарат
НД - нормативні документи
ВОН - вузол обліку нафти
СВКН - система вимірювань кількості та показників якості нафти
ВНП - відпрацьовані нафтопродукти
ПОІ - пристрій оброблення інформації
РРО - реєстратор розрахункових операцій
АСН - автоматизована система наливу
3 Терміни та визначення
Нижченаведені терміни в цій Інструкції мають таке визначення.
Арбітражна проба - проба нафти або нафтопродукту, яка зберігається на випадок виникнення розбіжностей в оцінці якості нафти або нафтопродукту і використовується для проведення арбітражних випробувань.
Арбітражні випробування або вимірювання (далі - арбітражні випробування) - випробування (вимірювання) з метою визначення відповідності показників якості нафти та/або нафтопродуктів вимогам нормативних документів, які здійснюються нейтральною лабораторією у разі виникнення суперечностей в оцінюванні якості нафти або нафтопродуктів.
Базова висота горизонтального резервуара - відстань по вертикалі від площини, прийнятої за початок відліку, до верхнього краю горловини резервуара або вимірювальної трубки.
Базова висота вертикального резервуара - відстань по вертикалі від точки дотику днища вантажем рулетки до верхнього краю замірного люка напрямної планки замірного люка.
Вимірювальна лінія - частина конструкції СВКН, що складається з перетворювачів витрати в комплекті з магнітоіндукційними датчиками і прямолінійними дільницями трубопроводів, оснащеними пристроями відбирання тиску і кишенями для термометрів, засувками та фільтрами.
Вимірювальна лінія робоча - вимірювальна лінія, яку залучено до роботи під час нормального режиму експлуатації СВКН.
Вимірювальна лінія резервна - вимірювальна лінія, що перебуває в ненавантаженому резерві та в будь-який момент часу може бути залучена до роботи.
Відпрацьований нафтопродукт (ВНП) - нафтопродукт, під час експлуатації якого відбулися зміни деяких властивостей, регламентованих нормативною документацією.
Вузол обліку нафти - сукупність технічних і програмних засобів, що забезпечують вимірювання маси, об'єму, густини нафти в реальному часі безпосередньо на потоці масовим динамічним або об'ємно-масовим динамічним методом.
Газовий конденсат (легка нафта) - природна суміш легких вуглеводневих сполук (С і вище), які перебувають у газі в 5
розчиненому стані за певних термобаричних умов і переходять у рідку фазу в разі зменшення тиску до рівня, нижчого від тиску конденсації, відповідає нормативному документу, яким установлено його якість, і є сировиною для НПЗ.
Градуювальна таблиця - таблиця, розрахована за результатами інструментального визначення залежності місткості резервуара від рівня його наповнення при нормованому значенні температури.
Діапазон витрати і в'язкості нафти робочий - область значень витрат і в'язкості, у якій використовуються перетворювачі витрати і нормовані їх метрологічні характеристики.
Засіб вимірювальної техніки (далі - ЗВТ) - технічний засіб, який застосовується під час вимірювань і має нормовані метрологічні характеристики.
Маса баласту - загальна маса води, хлористих солей і механічних домішок у нафті або маса води в нафтопродуктах.
Маса брутто - загальна маса нафти або нафтопродукту, баласту та тари.
Маса нетто - маса нафти або нафтопродукту визначається як різниця маси брутто і маси баласту та тари.
Метрологічна атестація ЗВТ - дослідження ЗВТ з метою визначення їх метрологічних характеристик та встановлення придатності цих засобів до застосування.
Міра повної місткості - засіб вимірювання об'єму, який має свідоцтво про повірку і обладнаний покажчиком рівня наповнення (автоцистерна, причіп-цистерна, напівпричіп-цистерна).
Нафтопродукт - продукт, отриманий під час перероблення нафти, газового конденсату або їх суміші, за винятком продуктів нафтохімії.
Нафтошлам - суміш води, механічних домішок, хлористих солей з нафтою або нафтопродуктами, які осідають протягом певного часу у резервуарах, трубопроводах та обладнанні НПЗ і не підлягають використанню у виробництві.
Норма природних втрат - це граничнодопустима величина безповоротних втрат нафтопродуктів, які виникають безпосередньо при товарно-транспортних операціях в наслідок супроводжуючих їх фізико-хімічних процесів, а також втрат що є неминучі на даному рівні стану використовуваного технологічного обладнання (втрат від випаровування через не щільності насосів, засувок, технологічного обладнання), а також втрат від налипання на внутрішні поверхні і обладнання резервуарів, транспортних засобів і трубопроводів.
Облік нафти і нафтопродуктів - операція, яка проводиться на підприємстві під час технологічного процесу і яка полягає у визначенні об'єму і маси нафти або нафтопродуктів для подальших облікових операцій.
Платіжна картка - спеціальний платіжний засіб у вигляді емітованої в установленому законодавством порядку пластикової чи іншого виду картки, що використовується для ініціювання переказу коштів з рахунку платника або з відповідного рахунку банку з метою оплати вартості товарів і послуг.
Повірка ЗВТ - установлення придатності ЗВТ, на які поширюється державний метрологічний нагляд, до застосування на підставі результатів контролю їх метрологічних характеристик.
Повірка резервуара - сукупність операцій, які виконуються з метою визначення місткості і градуювання резервуара, складання і затвердження градуювальної таблиці.
Природні втрати нафтопродуктів - це втрати (зменшення маси при збереженні якості у межах вимог нормативних документів), що є наслідком фізико-хімічних властивостей нафтопродуктів, впливу метеорологічних факторів і недосконалості існуючих на даний час засобів захисту нафтопродуктів від випаровування і налипання при транспортуванні, прийманні, зберіганні і відпуску.
Реєстратор розрахункових операцій - пристрій або програмно-технічний комплекс, у якому реалізовані фіскальні функції і який призначений для реєстрації розрахункових операцій при продажу товарів (наданні послуг), операцій з купівлі-продажу іноземної валюти та/або реєстрації кількості проданих товарів (наданих послуг).
Розрахунковий документ - документ установленої форми та змісту (касовий чек, товарний чек, розрахункова квитанція, проїзний документ тощо), що підтверджує факт продажу (повернення) товарів, надання послуг, отримання (повернення) коштів, купівлі-продажу іноземної валюти, надрукований у випадках, передбачених законодавством України, і зареєстрований у встановленому порядку реєстратором розрахункових операцій або заповнений вручну.
Свідоцтво про визнання відповідності - документ, що засвідчує визнання іноземних документів про підтвердження відповідності продукції вимогам, установленим законодавством України.
Світлий нафтопродукт - продукт, отриманий під час перероблення нафти, газового конденсату та має температуру кипіння в інтервалі від 30 град.С до 370 град.С (бензини, гас, дизельні палива тощо).
Сертифікат відповідності - документ, який підтверджує, що продукція, системи якості, системи управління якістю, системи управління довкіллям, персонал відповідають установленим вимогам конкретного стандарту чи іншого нормативного документа, визначеного законодавством.
Система вимірювання кількості і визначення показників якості нафти - сукупність ЗВТ, технологічного та допоміжного обладнання, що призначена для обліку нафти з визначенням її кількісних показників та формування актів приймання-здавання нафти і паспортів якості шляхом як автоматичного виконання функцій, так і одним із методів, передбачених ГОСТ 26976-86 "Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы" (далі - ГОСТ 26976) та цією Інструкцією.
Талон - спеціальний талон, придбаний за умовами та відпускною ціною обумовленого номіналу, що підтверджує право його власника на отримання на АЗС фіксованої кількості нафтопродукту певного найменування і марки, які позначені на ньому.
Товарна нафта - нафта, що відповідає нормативному документу, яким установлено її якість для постачання споживачеві.
Торговельна операція - операція між постачальником та споживачем, що полягає у визначенні об'єму або маси нафти і нафтопродуктів для подальших облікових операцій.
4 Метрологічне забезпечення приймання, транспортування, зберігання, відпуску та обліку нафти і нафтопродуктів
4.1 Загальні положення
4.1.1 Для забезпечення достовірності і єдності вимірювань маси та об'єму нафти і нафтопродуктів підприємства зобов'язані користуватися ЗВТ, що мають чинні відбитки повірочних тавр та/або свідоцтва про їх повірку чи державну метрологічну атестацію.
4.1.2 Підприємства повинні щороку до 1 грудня складати переліки ЗВТ, що перебувають в експлуатації і підлягають повірці згідно з Порядком складання переліків засобів вимірювальної техніки, що перебувають в експлуатації і підлягають повірці, затвердженим наказом Держспоживстандарту України від 15 вересня 2005 року N 262 ( z1139-05 ), зареєстрованим у Міністерстві юстиції України 4 жовтня 2005 року за N 1139/11419, та подавати їх на погодження до територіальних органів Держспоживстандарту України за місцезнаходженням відповідного підприємства.
4.1.3 Повірці згідно із Законом України "Про метрологію та метрологічну діяльність" ( 113/98-ВР ) підлягають вертикальні і горизонтальні резервуари, вимірювачі температури, рівня та густини, металеві рулетки з вантажем, метроштоки, рівнеміри, ПРК і ОРК, об'ємні лічильники, ваги, залізничні та автомобільні цистерни та інші ЗВТ, що використовуються під час визначення об'єму та маси нафти та нафтопродуктів.
Резервуари, які перебувають в оренді, подаються на повірку орендодавцем або орендарем (залежно від умов договору).
Зазначені ЗВТ підлягають повірці або державній метрологічній атестації у встановленому порядку згідно з ДСТУ 2708:2006 Метрологія. Повірка засобів вимірювальної техніки. Організація та порядок проведення або ДСТУ 3215-95 Метрологія. Метрологічна атестація засобів вимірювальної техніки. Організація та порядок проведення, відповідно.
Повірку ЗВТ здійснюють територіальні органи Держспоживстандарту України та повірочні лабораторії, уповноважені згідно із Законом України "Про метрологію та метрологічну діяльність" ( 113/98-ВР ) на здійснення повірки відповідних ЗВТ.
Використання для вимірювань об'єму та маси нафтопродуктів ЗВТ, що не пройшли повірку або державну метрологічну атестацію, забороняється.
Програмне забезпечення засобів вимірювальної техніки підлягає атестації відповідно до порядку, встановленого Держспоживстандартом України.
4.1.4 ЗВТ, що перебувають в експлуатації, підлягають періодичній повірці через міжповірочні інтервали, порядок установлення яких визначається нормативно-правовими актами Держспоживстандарту України. Інформація щодо встановлених для ЗВТ міжповірочних інтервалів публікується у покажчику "Засоби вимірювальної техніки, занесені до Державного реєстру України", який видається Держспоживстандартом України.
4.1.5 ЗВТ мають застосовуватися з дотриманням вимог, зазначених в експлуатаційних документах відповідних ЗВТ. Керівник підприємства наказом призначає осіб, на яких покладається здійснення постійного контролювання за комплектністю, станом ЗВТ, правильністю їх застосування.
4.1.6 На підприємствах мають бути створені метрологічні служби або призначені наказом керівника підприємства особи, відповідальні за забезпечення єдності вимірювань. Метрологічні служби підприємств і відповідальні особи у своїй роботі мають керуватися чинними нормативно-правовими актами та нормативними документами з метрології.
4.1.7 У процесі своєї діяльності підприємства мають керуватися чинними нормативно-правовими актами у сфері обліку та контролювання якості нафти і нафтопродуктів та цією Інструкцією. Контролювання якості нафтопродуктів для авіаційної техніки здійснюється у відповідності до чинних нормативних документів Мінтрансзв'язку України.
4.2 Методи та засоби визначення маси та об'єму нафти і нафтопродуктів
4.2.1 Облік нафти і нафтопродуктів на НПЗ, підприємствах із забезпечення нафтопродуктами, підприємствах нафтопровідного і нафтопродуктопровідного транспорту, наливних пунктах ведеться в одиницях маси, а на АЗС - одиницях об'єму.
Для визначення маси та об'єму нафти і нафтопродуктів можуть використовуватися об'ємно-масовий статичний, об'ємно-масовий динамічний, прямий масовий (статичне зважування та зважування під час руху) і об'ємний методи вимірювань відповідно до вимог ГОСТ 26976.
4.2.2 Об'ємно-масовий статичний метод вимірювань
4.2.2.1 Об'ємно-масовим статичним методом визначається маса нафти і нафтопродукту за їх об'ємом, густиною та температурою. Об'єм нафти і нафтопродуктів визначається за допомогою градуйованих резервуарів та засобів вимірювань рівня нафти і нафтопродуктів у резервуарах, залізничних цистернах, танках суден або за повною місткістю мір (автоцистернах, причепах-цистернах, напівпричепах-цистернах).
4.2.2.2 Границі відносної похибки методу не мають перевищувати:
+- 0,5% - під час вимірювання маси нетто нафти, нафтопродуктів від 100 т і більше;
+- 0,8% - під час вимірювання маси нетто нафти, нафтопродуктів до 100 т і відпрацьованих нафтопродуктів.
Значення відносної похибки методу в конкретних випадках його застосування мають визначатись відповідно до ГОСТ 26976. Похибка методу не поширюється на визначення об'єму нафти і нафтопродукту в мірах повної місткості (автоцистернах, причепах-цистернах, напівпричепах-цистернах).
4.2.3 Об'ємно-масовий динамічний метод
Об'ємно-масовим та масовим динамічним методами визначається маса нафти і нафтопродуктів безпосередньо у нафто- і нафтопродуктопроводах, а також при відпуску нафтопродуктів до автоцистерн та залізничних цистерн на автоматизованих системах наливу. За цими методами об'єм або масу нафти і нафтопродуктів вимірюють із застосуванням об'ємних або масових лічильників.
Границі допустимої відносної похибки методу не мають перевищувати:
+- 0,25% - під час вимірювання маси брутто нафти;
+- 0,35% - під час вимірювання маси нетто нафти;
+- 0,5% - під час вимірювання маси нетто нафтопродуктів від 100 т і більше;
+- 0,8% - під час вимірювання маси нетто нафтопродуктів до 100 т і відпрацьованих нафтопродуктів.
Границі допустимої відносної похибки методу в конкретних випадках його застосування мають визначатись відповідно до ГОСТ 26976.
Похибка методу не поширюється на визначення об'єму нафтопродукту в транспортних мірах повної місткості.
4.2.4 Прямий (ваговий) метод вимірювань маси (статичне зважування та зважування під час руху)
4.2.4.1 Прямим (ваговим) методом вимірюють масу нафти і нафтопродуктів у тарі та транспортних засобах шляхом зважування на вагах (залізничних та автомобільних цистерн) для статичного зважування середнього класу точності за ГОСТ 29329-92 "Весы для статического взвешивания. Общие технические требования" з кількістю повірочних поділок не менше ніж 3000.
Границі відносної похибки методу не мають перевищувати:
+- 0,5% - під час вимірювання маси нетто нафтопродуктів, а також маси бітумів;
+- 0,3% - під час вимірювання маси нетто пластичних мастил.
4.2.4.2 Маса брутто нафти і нафтопродуктів має бути в межах діапазону зважування ваг. Умови експлуатації ваг мають відповідати вимогам експлуатаційних документів на конкретні типи ваг.
4.2.4.3 Маса нетто нафтопродуктів визначається як різниця між масою брутто і масою води та тари.
Маса нетто нафти визначається як різниця між масою брутто і масою баласту та тари.
4.2.4.4 Маса нафти і нафтопродукту залізничних цистерн визначається як різниця між виміряною масою навантажених цистерн і масою порожніх цистерн, визначеною за результатами їх зважування.
4.2.4.5 Визначення маси нафти і нафтопродуктів у цистернах під час руху допускається тільки на вагонних вагах для зважування під час руху за методикою, викладеною в інструкції з експлуатації ваг, або за окремою методикою, атестованою в установленому порядку.
4.2.4.6 Визначення маси нафтопродуктів, що перевозяться залізничним транспортом, має здійснюватись з урахуванням вимог Інструкції про порядок застосування засобів ваговимірювальної техніки на залізничному транспорті, затвердженої наказом Міністерства транспорту України від 5 квітня 2004 року N 279 ( z0527-04 ), зареєстрованої в Міністерстві юстиції України 23 квітня 2004 року за N 527/9126.
4.2.5 Об'ємний метод вимірювань
4.2.5.1 Об'ємним методом вимірюється лише об'єм нафтопродукту. Для вимірювань об'єму нафтопродуктів на АЗС використовуються ПРК і ОРК, що мають відлікові пристрої для індикації ціни, об'єму та вартості виданої дози.
4.2.5.2 Під час реалізації споживачам світлих нафтопродуктів та олив споживачам на АЗС мають застосовуватись лише паливороздавальні колонки з допустимою відносною похибкою в умовах експлуатації в усьому діапазоні температур не гіршою, ніж +- 0,5% та оливороздавальні колонки з допустимою основною відносною похибкою не гіршою, ніж +- 1,0% з реєстраторами розрахункових операцій відповідно до вимог Закону України "Про застосування реєстраторів розрахункових операцій у сфері торгівлі, громадського харчування та послуг" ( 265/95-ВР ).
4.2.5.3 Об'єм нафтопродукту під час його відпуску власникам автомобільного транспорту вимірюється у режимах дистанційного і місцевого керування ПРК і ОРК.
4.2.5.4 Для дистанційного керування ПРК і ОРК мають використовуватись технічні засоби, що належать до складу спеціалізованих електронних контрольно-касових апаратів, унесених до Державного реєстру електронних контрольно-касових апаратів і комп'ютерних систем України для сфери застосування на АЗС. Зазначені засоби мають відповідати технічним вимогам до спеціалізованих електронних контрольно-касових апаратів для сфери застосування на АЗС та забезпечувати реєстрацію грошових коштів і надання розрахункових документів у єдиному технологічному циклі з відпусканням нафтопродуктів.
4.2.5.5 Місцеве керування ПРК і ОРК має передбачати можливість функціонування з РРО.
4.2.5.6 Обсяг реалізації нафтопродукту, що фіксується лічильником сумарного обліку ПРК і ОРК за певний проміжок часу, має збігатися з обсягом реалізації, відображеним у звітних документах касового апарата за всіма формами оплати за цей самий проміжок часу. При цьому розбіжність за добу між показами лічильника сумарного обліку і даними звітних документів касового апарата не повинна перевищувати 0,1% від об'єму відпущених пального або олив.
4.2.5.7 Сумарний об'єм нафтопродуктів, відпущених через ПРК та ОРК, не може використовуватись для обліку маси нафтопродуктів.
4.3 Порядок здійснення вимірювань об'єму та маси нафти і нафтопродуктів
4.3.1 Об'єм та маса нафти і нафтопродуктів визначаються у стаціонарних резервуарах, залізничних цистернах, танках суден, мірах повної місткості та технологічних трубопроводах, градуйованих відповідно до вимог чинних нормативних документів Держспоживстандарту України, та/або за допомогою об'ємних та масових лічильників.
4.3.2 Здійснення вимірювань у стаціонарних резервуарах
4.3.2.1 Резервуари вертикальні сталеві зі стаціонарними покрівлями, покрівлями, що плавають, і понтонами місткістю від 100 куб.м до 50000 куб.м підлягають повірці згідно з ДСТУ 4147-2003 (ГОСТ 8.570-2000, IDT) Метрологія. Резервуари сталеві вертикальні циліндричні. Методика повірки (далі - ДСТУ 4147), резервуари вертикальні циліндричні залізобетонні зі збірною стінкою місткістю до 30 000 куб.м - згідно з РД 50-156-79 "Методические указания. Определение вместимости и градуировка железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до 30 000 куб.м геометрическим методом", резервуари горизонтальні сталеві місткістю від 5 куб.м до 100 куб.м - згідно з ДСТУ 4218:2003 (ГОСТ 8.346-2000, MOD) Метрологія. Резервуари стальні горизонтальні циліндричні. Методика повірки (далі - ДСТУ 4218).
4.3.2.2 Міжповірочний інтервал для всіх типів горизонтальних та вертикальних резервуарів, за результатами вимірювань яких проводяться приймання та відпуск нафти і нафтопродуктів, становить 5 років, для інших резервуарів - 10 років. Для об'ємних та масових лічильників міжповірочний інтервал становить 2 роки.
4.3.2.3 Повірка (у тому числі градуювання, розрахунки та оформлення градуювальних таблиць) вертикальних резервуарів здійснюється згідно з ДСТУ 4147, горизонтальних резервуарів - ДСТУ 4218.
4.3.2.4 Програми для розрахунку градуювальних таблиць горизонтальних і вертикальних резервуарів на електронно-обчислювальних машинах під час градуювання резервуарів об'ємним та/або геометричним методами підлягають атестуванню в порядку, установленому ДСТУ 4218 і ДСТУ 4147 відповідно.
Градуювальні таблиці на резервуари, що перебувають в експлуатації, затверджує керівник територіального органу Держспоживстандарту України або керівник повірочної лабораторії, уповноваженої на здійснення повірки резервуарів.
4.3.2.5 Періодична повірка резервуара виконується після завершення терміну дії градуювальної таблиці, після капітального ремонту та за умов внесення до резервуара конструктивних змін, які впливають на місткість резервуара.
4.3.2.6 До замірного люка горизонтальних та вертикальних резервуарів прикріплюють табличку відповідно до вимог, установлених ДСТУ 4218 і ДСТУ 4147. Табличку замінюють після кожної періодичної повірки резервуара.
Базова висота резервуара має замірятись щороку згідно з ДСТУ 4147, ДСТУ 4218 зі складанням акта, який додається до градуювальної таблиці. Акт вимірювання базової висоти резервуара затверджується керівником підприємства - власником резервуара та погоджується з територіальним органом Держспоживстандарту України або повірочною лабораторією, що проводила повірку резервуара.
У разі змінення базової висоти понад 0,1% щодо значення, яке було встановлено під час повірки резервуара, операції, пов'язані з прийманням, відпуском та обліком нафти і нафтопродуктів, припиняються до завершення дій, передбачених ДСТУ 4147 і ДСТУ 4218.
При зміненні базової висоти вертикальних резервуарів щодо значення, яке встановлено під час повірки резервуара, понад 0,1% здійснюють заміри місткості "мертвої" порожнини і ступеня нахилення резервуара та коригування градуювальної таблиці. Результати вимірювання "мертвої" порожнини і ступеня нахилення резервуара оформлюються актами, які додаються до градуювальної таблиці.
При зміненні базової висоти горизонтальних резервуарів понад 0,1% здійснюють їх позачергову повірку.
Відповідальність за правильність нанесення значення базової висоти на табличку резервуара покладається на вповноважену особу підприємства і матеріально відповідальну особу, яка визначає масу нафти і нафтопродуктів у резервуарі.
4.3.2.7 Рівень нафти, нафтопродукту та підтоварної води або льоду в резервуарах має вимірюватись металевими рулетками з вантажем, метроштоками, стаціонарними рівнемірами або іншими засобами вимірювання, допущеними до застосування Держспоживстандартом України. Границі допустимої похибки вимірювання рівня світлих нафтопродуктів та підтоварної води не повинні перевищувати +- 2 мм, нафти та газового конденсату - +- 4 мм, мазуту - +- 5 мм, інших нафтопродуктів - +- 2 мм.
Перед кожним вимірюванням рівня нафти і нафтопродукту у вертикальних і горизонтальних резервуарах здійснюється перевірка базової висоти згідно з підпунктом 4.3.2.6 цієї Інструкції.
Після завершення приймання нафти і нафтопродуктів вимірювання здійснюється при закритих вхідних і вихідних засувках після 30-хвилинного відстоювання в горизонтальних резервуарах і годинного - у вертикальних резервуарах.
Щоб уникнути спотворення лінії змочування на стрічці рулетки або на шкалі метроштока при вимірюванні рівня, стрічку рулетки або метрошток необхідно опускати повільно, поки вантаж рулетки чи метрошток не торкнеться дна, не допускаючи при цьому відхилення від вертикального положення, не торкаючи внутрішнє обладнання і зберігаючи спокійний стан поверхні нафти або нафтопродукту. Відлік на стрічці рулетки або шкалі метроштока здійснюють з точністю до 1 мм одразу після появи змоченої частини стрічки рулетки чи метроштока над замірним люком. Для визначення рівня світлих нафтопродуктів допускається застосування спеціальних чутливих паст.
У разі вимірювання рівня нафтопродуктів у горизонтальних циліндричних резервуарах нижній кінець метроштока чи вантажу рулетки має потрапляти на нижню твірну резервуара.
Вимірювання рівня нафти або нафтопродукту здійснюються двічі. У разі виявлення розбіжностей між результатами двох вимірювань понад допустиму похибку (+- 2 мм) вимірювання необхідно повторювати доти, доки різниця між результатами трьох поспіль проведених вимірювань не буде в границях допустимої похибки вимірювання. При цьому за результат вимірювань береться середнє арифметичне значення результатів трьох найближчих вимірювань.
4.3.2.8 Одночасно з перевіркою базової висоти резервуара визначається рівень підтоварної води за допомогою водочутливої пасти, яка наноситься на поверхню вантажу рулетки або нижній кінець метроштока з двох протилежних боків тонким шаром. Використання пасти дає змогу визначати рівень підтоварної води за 1-2 хвилини. Перед застосуванням водочутливої пасти необхідно перевірити її придатність.
Вимірювання рівня підтоварної води необхідно повторити, якщо на пасті рівень позначається нечітко, косою лінією або на неоднаковій висоті з двох боків, що свідчить про похиле положення стрічки рулетки або метроштока під час вимірювання.
У зимовий час за низької температури навколишнього середовища в резервуарах можуть одночасно міститись лід і підтоварна вода. Товщину льоду визначають як різницю між значенням базової висоти, зазначеним на табличці резервуара, і фактичним результатом вимірювання відстані від верхнього зрізу замірного люка (або спрямувального патрубка) до поверхні льоду.
Визначивши рівень підтоварної води та/або льоду, за градуювальною таблицею резервуара визначають їх об'єм.
4.3.2.9 Об'єм нафти або нафтопродукту в резервуарі визначають за різницею загального об'єму та об'єму підтоварної води та/або льоду.
4.3.2.10 Для розрахунку маси нафти і нафтопродукту визначають їх густину у відібраних пробах за фактичної температури.
Для відбирання проб із стаціонарних резервуарів застосовують знижені пристрої для відбирання проб згідно з ГОСТ 13196-93 "Устройства автоматизации резервуарных парков. Средства измерения уровня и отбора проб нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования и методы испытаний", а в разі їх відсутності - ручні пробовідбірники для відбирання проб згідно з ДСТУ 4488:2005 Нафта і нафтопродукти. Методи відбирання проб (далі - ДСТУ 4488).
Температура нафти і нафтопродуктів у пробі вимірюється термометрами з границями допустимої похибки +- 0,5 град.С.
Густина у відібраних пробах визначається ареометрами з границями допустимої похибки +- 0,5 кг/куб.м.
4.3.2.11 Температуру і густину нафти і нафтопродукту вимірюють одночасно з вимірюванням рівня за допомогою стаціонарних пристроїв або шляхом вимірювання їх у відібраній пробі.
Для визначення з належною точністю температури та густини нафти і нафтопродукту безпосередньо на місці відбирання проби обладнуються робочі місця з рівною горизонтальною площадкою, яка не піддається струсам, коливанням і є зручною для виконання вимірювань. ЗВТ мають бути повністю захищені від впливу вітру, атмосферних опадів та сонячних променів.
Для визначення густини і температури нафти і нафтопродукту їх наливають до скляного або металевого циліндра відповідного розміру. Перед цим необхідно перевірити чистоту циліндра й ареометра та за потреби ретельно протерти їх. Ареометр занурюють у рідину плавно і вертикально, утримуючи його за верхню частину і пильнуючи за тим, щоб він не торкався стінок та дна циліндра.
Після того, як шкала ареометра прийме стійке положення, виконується відлік значень густини та температури згідно з вимогами ГОСТ 3900-85 "Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности" (далі - ГОСТ 3900) або ДСТУ ГОСТ 31072:2006 Нафта і нафтопродукти. Метод визначення густини, відносної густини та густини в градусах АРІ ареометром (далі - ДСТУ ГОСТ 31072).
Вимірювання температури і густини за допомогою інших ЗВТ здійснюють відповідно до інструкцій з їх експлуатації.
Температура і густина вимірюються відразу ж після відбирання кожної точкової проби або в сукупній пробі, яку відібрано зниженим пристроєм для відбирання проб. Термометр і ареометр слід занурювати в нафту або нафтопродукт на глибину, зазначену в технічному паспорті на даний засіб вимірювання, і витримувати в пробі одну-три хвилини.
Температура і густина обчислюються як середнє арифметичне значення температур і густин точкових проб, які взяті у співвідношенні, прийнятому для складання сукупної проби згідно з ДСТУ 4488.
4.3.2.12 Точкові проби нафти і нафтопродукту з вертикального резервуара відбираються з трьох рівнів (верхнього, середнього та нижнього) і змішуються у співвідношенні 1:3:1.
У цьому разі середня температура і густина обчислюються за формулами
t + 3t + t В С Н t = ------------- , (1)
сер. 5
де t - температура точкової проби верхнього рівня, град.С; В
t - температура точкової проби середнього рівня, град.С;
С
t - температура точкової проби нижнього рівня, град.С;
Н
(ро) + 3(ро) + (ро) В С Н (ро) = ---------------------- , (2)
сер. 5
де (ро) - густина точкової проби верхнього рівня, кг/куб.м; В
(ро) - густина точкової проби середнього рівня, кг/куб.м; С
(ро) - густина точкової проби нижнього рівня, кг/куб.м. Н
Точкові проби за висотою рівня нафти чи нафтопродукту в резервуарі не вище 2000 мм відбирають з верхнього і нижнього рівнів. Середня температура і густина нафти або нафтопродукту обчислюються за формулами
t + t В Н t = -------- , (3)
сер. 2
де t - температура точкової проби верхнього рівня, град.С; В
t - температура точкової проби нижнього рівня, град.С;
Н
(ро) + (ро) В Н (ро) = --------------- , (4)
сер. 2
де (ро) - густина точкової проби верхнього рівня, кг/куб.м; В
(ро) - густина точкової проби нижнього рівня, кг/куб.м. Н
За висотою рівня нафти або нафтопродукту в резервуарі менше 1000 мм відбирається одна точкова проба з нижнього рівня, за якою визначаються густина і температура продукту.
Для горизонтальних циліндричних резервуарів діаметром понад 2500 мм температура і густина нафти або нафтопродукту обчислюються за формулою
t + 6t + t В С Н t = -------------- , (5)
сер. 8
де t - температура точкової проби верхнього рівня, град.С; В
t - температура точкової проби середнього рівня, град.С;
С
t - температура точкової проби нижнього рівня, град.С.
Н (ро) + 6(ро) + (ро) В С Н (ро) = ----------------------- , (6)
сер. 8
де (ро) - густина точкової проби верхнього рівня, кг/куб.м; В
(ро) - густина точкової проби середнього рівня, кг/куб.м; С
(ро) - густина точкової проби нижнього рівня, кг/куб.м. Н
Для горизонтальних циліндричних резервуарів діаметром менше 2500 мм незалежно від ступеня заповнення, а також резервуарів діаметром понад 2500 мм, заповнених до половини і менше, густина та температура нафти або нафтопродукту, що міститься в резервуарі, розраховуються за формулами
3t + t С Н t = --------- , (7)
сер. 4
де t - температура точкової проби середнього рівня, град.С; С
t - температура точкової проби нижнього рівня, град.С.
Н
3(ро) + (ро) С Н (ро) = --------------- , (8)
сер. 4
де (ро) - густина точкової проби середнього рівня, кг/куб.м; В
(ро) - густина точкової проби нижнього рівня, кг/куб.м. Н
За висотою рівня нафтопродукту в резервуарі менше 500 мм відбирається одна точкова проба з нижнього рівня, за якою визначаються його густина та температура.
4.3.2.13 Масу нафти і нафтопродукту в ємності визначають за формулою
M = V * (ро) , (9)
де M - маса нафти або нафтопродукту, кг;
V - об'єм нафти або нафтопродукту за фактичної температури, куб.м;
(ро) - густина нафти або нафтопродукту за фактичної температури, кг/куб.м.
4.3.2.14 Масу виданої (прийнятої) нафти або нафтопродукту в ємності визначають за формулою
M = M - M , (10) 1 2
де M - маса нафти або нафтопродукту в ємності, кг; 1
M - маса залишку нафти або нафтопродукту в тій самій ємності
2
до їх приймання або після відпуску, кг.
Об'єм визначають за результатами вимірювань рівня нафти або нафтопродуктів із застосуванням градуювальної таблиці місткості.
4.3.2.15 Маса нетто нафти визначається за формулою
W + W + M в мч хс M = M - m = M * (1 - ---------------) , (11)
н бр бр 100
де М - маса брутто нафти, кг; бр
m - маса баласту, кг;
W - масова частка води в нафті, %;
в
W - масова частка механічних домішок в нафті, %;
мч
M - масова частка хлористих солей в нафті, %, яка
хс
вираховується за формулою
F хс M = 0,1 ------ , (12)
хс (ро)
де F - концентрація хлористих солей в нафті, мг/куб.дм; хс
(ро) - густина нафти за температури визначення об'єму нафти, кг/куб.м.
4.3.2.16 Процес вимірювання маси нафти і нафтопродуктів об'ємно-масовим методом може бути автоматизований шляхом застосування у резервуарах вимірювального устаткування з використанням лічильників, автоматизованих густиномірів, об'єднаних до системи вимірювань маси нафти (вузли обліку нафти) або нафтопродукту.
4.3.3 Здійснення вимірювань у залізничних цистернах
4.3.3.1 Об'єм нафти і нафтопродукту в залізничних цистернах має визначатись за допомогою посантиметрових градуювальних таблиць, виходячи із заміряного рівня наповнення.
Об'єм нафти і нафтопродукту в разі, коли його рівень у залізничній цистерні виміряний у міліметрах, має визначатись за градуювальними таблицями із застосуванням методу інтерполяції.
4.3.3.2 Рівень нафти або нафтопродуктів у залізничних цистернах вимірюють метроштоками або іншими засобами вимірювання рівня з границями допустимої похибки не більше +- 2 мм.
4.3.3.3 Рівень нафти або нафтопродукту і підтоварної води вимірюють метроштоком через горловину котла залізничної цистерни у двох її протилежних точках за віссю цистерни, що збігається з повздовжньою віссю горловини. Вимірювання здійснюється відповідно до підпункту 4.3.2.7 цієї Інструкції. При цьому потрібно стежити за тим, щоб метрошток опускався на нижню твірну котла і не потрапляв у заглиблення для нижніх зливних пристроїв. Відлік на шкалі метроштока здійснюють з точністю до 1 мм.
Якщо залізнична цистерна має понад одну горловину котла, то зазначений порядок вимірювання застосовується до кожної горловини. Загальний середній рівень наливу нафтопродукту в цистерні визначається тільки після визначення середніх значень рівнів нафтопродукту в кожній горловині окремо.
4.3.3.4 Під час відвантаження та приймання нафти і нафтопродуктів вимірювання рівня і відбирання проб у залізничних цистернах необхідно здійснювати після їх відстоювання не менше 30 хвилин.
4.3.4 Визначення маси нафти і нафтопродуктів у танках наливних суден
4.3.4.1 Маса нафти і нафтопродуктів під час приймання і наливання нафтоналивних суден має визначатись за результатами вимірювань у танках суден з використанням їх градуювальних таблиць, а за довжини берегових трубопроводів до двох кілометрів - за результатами вимірювань у резервуарі підприємства.
4.3.4.2 Порядок визначення маси нафти і нафтопродуктів у нафтоналивних суднах зазначено в підпункті 5.3 цієї Інструкції.
4.3.4.3 Процес вимірювань маси нафти або нафтопродукту об'ємно-масовим методом може бути автоматизований шляхом використання під час наливання автоматизованих систем наливання із застосуванням лічильників, автоматизованих густиномірів, об'єднаних у систему вимірювань маси нафти або нафтопродукту.
4.3.4.4 Вимірювання рівня та відбирання проб нафти або нафтопродуктів у танках наливного судна виконуються після їх відстоювання не менше 30 хвилин.
4.3.5 Здійснення вимірювань у мірах повної місткості
4.3.5.1 Об'єм нафти або нафтопродукту в мірах повної місткості (автоцистернах, причепах-цистернах, напівпричепах-цистернах, автозаправниках) має визначатись за значенням повної місткості, наведеним у свідоцтві про повірку або в свідоцтві про державну метрологічну атестацію міри та/або за показами об'ємних лічильників з відносною похибкою в умовах експлуатації в усьому діапазоні температур не гіршою, ніж +- 0,25%.
4.3.5.2 До мір повної місткості нафту або нафтопродукт потрібно наливати до планки, установленої у горловині цистерни на рівні, що відповідає номінальній місткості, або за заданою дозою за показниками об'ємного лічильника з відносною похибкою в умовах експлуатації в усьому діапазоні температур не гіршою, ніж +- 0,25%.
4.3.5.3 Для визначення густини та температури нафтопродуктів під час відпуску їх в транспортні міри до повної місткості проби відбираються товарним оператором з наливного стояка через кожні дві години із записом результатів вимірювань у журналі вимірювань густини та температури, а під час відпуску нафтопродуктів у транспортні міри з інтервалом більше 2 годин проба відбирається з автоцистерни. Точність вимірювання густини та температури контролюється не менше одного разу на добу працівниками лабораторії, а в разі їх відсутності - іншою особою, призначеною наказом керівника підприємства.
Під час відпуску нафти або нафтопродуктів об'ємно-масовим динамічним методом на автоматизованих системах наливання густина та температура відпущеної дози нафти або нафтопродукту розраховуються на підставі показів потокового автоматизованого вимірювача густини і датчика температури та заносяться до товарно-транспортних накладних.
4.3.6 Здійснення вимірювань у трубопроводах
4.3.6.1 Технологічні нафтопроводи та нафтопродуктопроводи мають градуюватись працівниками підприємства, якому належать трубопроводи (або іншого підприємства), один раз на 10 років та при зміні технологічної схеми трубопроводів. Градуювальні таблиці трубопроводів затверджуються керівником підприємства, якому належать трубопроводи, або іншого підприємства, яке проводило їх градуювання.
На підприємствах, які здійснюють приймання та відпуск нафтопродуктів за результатами вимірювань у резервуарах, градуювання технологічних нафтопроводів та нафтопродуктопроводів здійснюється підприємствами, що атестовані на проведення відповідних вимірювань.
4.3.6.2 Масу нафти або нафтопродукту, що міститься у технологічному трубопроводі, визначають за сумою мас продукту окремих ділянок трубопроводу. Визначення маси нафти або нафтопродукту окремих ділянок трубопроводу визначається за їх об'ємом і середньою густиною в резервуарі на час визначення маси.
Місткість технологічного трубопроводу (або його частини) на АЗС визначають за його градуювальною таблицею, яка розробляється розрахунковим шляхом та затверджується керівником підприємства, якому належить АЗС. Розрахунки необхідно уточнювати після кожного ремонту трубопроводу.
4.3.6.3 Перед визначенням маси нафти або нафтопродукту технологічні трубопроводи мають бути повністю заповнені. Контролювання за їх заповненням здійснюється за допомогою повітряних кранів, установлених на підвищених ділянках трубопроводу.
4.3.6.4 У магістральних нафто- і нафтопродуктопроводах густина нафти і нафтопродукту може вимірюватись автоматизованими вимірювачами густини з границями допустимої похибки +- 0,1%.
За відсутності автоматизованих густиномірів густина нафти або нафтопродукту визначається за пробами, відібраними за допомогою автоматичного пробовідбірника відповідно до ДСТУ 4488.
Приведення густини нафти до умов визначення об'єму здійснюється згідно з МИ 2153-91 "ГСИ. Плотность нефти при учетно-расчетных операциях. Методика выполнения измерений ареометром" (далі - МИ 2153) за формулою
(ро) ар (ро) = --------------------------------- ; (13)
1 + (бета)(t - t ) - (гамма) Р ар
де (ро) - значення густини нафти за показами ареометра, приведене до умов вимірювання об'єму або густини, кг/куб.м;
(ро) - покази ареометра (з урахуванням поправки на меніск), ар
кг/куб.м; (бета) - коефіцієнт об'ємного розширення нафти, значення якого наведені в таблиці А.1 додатка А МИ 2153, 1/град.С;
t - значення температури нафти під час вимірювання об'єму (густини) нафти, град.С;
t - покази термометра під час вимірювання густини
ap
ареометром, град.С; (гамма) - коефіцієнт стискання нафти, значення якого наведено в таблиці А.2 додатка А МИ 2153, 1/МПа;
Р - надлишковий тиск нафти під час вимірювання об'єму (густини), МПа.
За відсутності автоматизованих густиномірів густину нафти або нафтопродукту визначають за пробами, відібраними стаціонарним пристроєм за допомогою пробозабірних трубок.
4.3.6.5 Сумарний об'єм нафти та нафтопродуктів у лінійній частині магістральних трубопроводів, приведений до атмосферного тиску, визначають за формулою
n i V = S K * V , (14) тр. i=1 i діл.
де V - місткість ділянки трубопроводу діаметром D та діл.
довжиною L, що визначається за градуювальною таблицею, куб.м; n - число ділянок трубопроводу, заповнених нафтою або нафтопродуктом;
K - коефіцієнт i-ої ділянки, що враховує розширення
i
трубопроводу та стиснення нафти або нафтопродукту від тиску; S - знак суми. Коефіцієнт К визначають за формулою
P + P D P + P n k B n k K = K * K = (1+ ------- * ------------) (1 + (альфа) * --------- , (15)
1 2 2 E * (дельта) 2
де K - коефіцієнт, що враховує розширення трубопроводу від 1
внутрішнього тиску; K - коефіцієнт, що враховує стиснення нафти або
2
нафтопродукту від тиску; P , P - тиск на початку та на кінці ділянки трубопроводу,
n k
МПа; D - внутрішній діаметр труби, мм; B
(дельта) - товщина стінки труби, мм; 5
E - модуль пружності матеріалу труби (який дорівнює 2,06*10 МПа);
(альфа) - коефіцієнт стиснення нафти або нафтопродукту, що перекачується, 1/МПа.
Значення поплавкових коефіцієнтів K та K залежно від 1 2
діаметра трубопроводу, тиску та значень Е, (альфа) наведено в додатках 18, 19 РД 39-30-1024-84 "Инструкция по учету нефти на магистральных нефтепроводах" (далі - РД 39-30-1024).
4.3.6.6 У разі наявності самопливних ділянок об'єм нафти або нафтопродуктів визначають згідно з додатком 20 РД 39-30-1024.
4.3.6.7 Густину нафти або нафтопродукту в лінійній частині магістрального трубопроводу під час перекачування одного типу, марки і виду визначають як середнє арифметичне значення густини на початку та в кінці ділянки трубопроводу.
4.3.6.8 Температура нафти або нафтопродукту в лінійній частині трубопроводу визначається вимірюванням у місцях визначення їх густини з подальшим усередненням.
4.3.6.9 Масу брутто нафти в нафтопроводі визначають як сумарну масу на окремих ділянках нафтопроводу в тоннах. Одержаний результат округлюють до цілого значення.
n M = S M , (16) тр. i=1 діл.
де М - маса нафти окремої ділянки нафтопроводу, т; діл.
n - кількість ділянок;
S - знак суми.
4.3.6.10 Масу (брутто) нафти окремої ділянки нафтопроводу визначають за місткістю нафтопроводу і густиною, яка визначається як середнє арифметичне густини на початку і в кінці ділянки або береться за середньою густиною в резервуарі або за показами ВОН і приводиться до температури і тиску в нафтопроводі згідно з МИ 2153.
(ро) сер. M = V * ---------- , (17)
діл. діл. 1000
де V - місткість ділянки трубопроводу, куб.м; діл.
(ро) - середня густина нафти, кг/куб.м. сер.
4.3.6.11 Перед визначенням маси нафти або нафтопродукту технологічні трубопроводи мають бути повністю заповнені. Контролювання за їх заповненням здійснюється за допомогою повітряних кранів, установлених на підвищених ділянках трубопроводу.
За наявності самопливних ділянок
(ро) сер. M = К * V ---------- , (18)
діл. з діл. 1000
де К - коефіцієнт заповнення нафтопроводу, який визначається з
за додатком 36 до цієї Інструкції.
4.3.6.12 Температура нафти або нафтопродукту в лінійній частині трубопроводу вимірюється у місцях вимірювання їх густини з подальшим усередненням за кожною ділянкою.
У разі, якщо під час перекачування застосовується підігрівання нафти, середня температура визначається за формулою
1 2 t = - t + - t , (19) сер. 3 поч. 3 кін.
де t , t - температура відповідно на початку і на поч. кін.
кінці ділянки нафтопроводу.
4.3.6.13 За наявності самопливних ділянок розрахункова ділянка визначається таким чином, щоб різниця тисків між початковою і кінцевою точками не перевищувала 0,3 МПа.
4.3.6.14 Об'єм нафти в лінійній частині магістрального трубопроводу та технологічних трубопроводах, приведений до атмосферного тиску, визначають за формулою
V = K * K * V , (20) діл. P t гр.
де V - місткість ділянки трубопроводу діаметром D та гр.
довжиною L, що визначається за градуювальною таблицею, куб.м; K - коефіцієнт, що враховує розширення трубопроводу та
P
стиснення нафти або нафтопродукту від тиску; значення коефіцієнта надано в таблиці 1 додатка 37;
K - коефіцієнт, що враховує вплив температури; значення
t
коефіцієнта надано в таблиці 2 додатка 37 до цієї Інструкції.
4.3.6.15 Якщо за період часу, що відповідає заповненню вказаної ділянки, на початку ділянки відбулось змінення густини (приведеної до однієї температури) більше ніж на 5 кг/куб.м, середнє значення густини розраховується за формулою
1 k (ро) = ------- * S Q * (ро) , (21)
сер. V j=1 j j діл.
де V - місткість трубопроводу за формулою (20); діл.
Q - об'єм j-ої партії, виміряний на початку ділянки;
j
(ро) - густина j-ої партії, виміряна на початку ділянки; j
k - кількість партій, необхідних для заповнення трубопроводу;
S - знак суми.
Необхідну кількість партій (k) визначають за умови
k S Q * [1 + (бета)(t - t ) + (гамма)(Р - Р )] = V , (22)
j=1 j сер. поч. поч. сер. тр.
де (бета), (гамма) - коефіцієнти об'ємного розширення та стискання нафти, визначені згідно з МИ 2153, 1/град.С і 1/МПа відповідно;
S - знак суми.
4.3.6.16 Масову частку баласту m , %, що міститься в нафті, тр
розраховують як середньозважене значення відповідних величин, визначених на початку дільниці нафтопроводу на момент його заповнення нафтою
1 k 1 k m = ------ * S m * Q * (ро) = ----- * S m * M , (23)
тр. M j=1 j j j M j=1 j j тр. тр.
де m - масова частка баласту на початку ділянки нафтопроводу j
на момент його заповнення, %; М - маса нафти (брутто), що міститься в трубопроводі, т; тр.
М - маса j-ої партії, т;
j
S - знак суми.
4.3.6.17 Маса нетто нафти в лінійній частині магістрального нафтопроводу і в технологічних нафтопроводах (фактична наявність нафти) становить
M = M * (1 - 0,01 * m ) . (24) н тр. тр.
4.3.6.18 Градуювальні таблиці на лінійну частину трубопроводу і технологічні трубопроводи складаються за місткістю одного метра трубопроводу, виходячи з внутрішнього діаметра і довжини дільниці трубопроводу.
Градуювальні таблиці коригуються при зміненні довжини або діаметра трубопроводу. До таблиці додають схему трубопроводу з позначенням довжини, внутрішнього діаметра і товщини стінки трубопроводу.
4.3.6.19 Якщо на час проведення інвентаризації на ділянці магістрального нафто- і нафтопродуктопроводу встановлено наявність різних видів і марок нафти або нафтопродуктів, масу кожного з них визначають за масою закачаних до трубопроводу партій з урахуванням скидання на пунктах здавання, скидання і підкачування на проміжних станціях та природних втрат під час транспортування нафти або нафтопродуктів, що містяться у трубопроводі.
5 Порядок приймання нафти і нафтопродуктів
5.1 Загальні положення
5.1.1 Приймання нафти і нафтопродуктів за кількістю здійснюється відповідно до вимог цієї Інструкції та договорів постачання, купівлі-продажу тощо (далі - договір).
5.1.2 Забороняється здійснювати одночасно приймання та відпуск нафти і нафтопродукту з одного і того самого резервуара у випадках, коли за результатами вимірювань у резервуарах проводяться їх приймання та відпуск.
5.1.3 Границі відносної похибки вимірювань обумовлюються договором і не мають перевищувати значень, наведених у ГОСТ 26976 для методу вимірювання маси, що застосовується вантажовідправником та вантажоодержувачем.
5.1.4 У разі надходження вантажу в технічно справних цистернах зі справними пломбами вантажовідправника і виявлення в них під час приймання нафти і нафтопродуктів нестач, що перевищують норми природних втрат і границі відносної похибки методу вимірювання маси згідно з договором, спір стосовно відшкодування нестач вирішується в порядку, передбаченому відповідним договором та діючим законодавством України.
5.1.5 У разі, якщо під час приймання нафти і нафтопродуктів виявлені надлишки, які перевищують границі відносної похибки методу вимірювання маси згідно з договором, вантажовідправнику направляється повідомлення щодо оприбуткованих надлишків, якщо інше не передбачено умовами договору.
5.1.6 У разі приймання нафти або нафтопродуктів однієї марки, які надійшли маршрутом або групою цистерн, за нестачу приймається тільки та кількість, яка перевищує надлишки, визначені за різницею суми нестач і надлишків, установлених за кожною цистерною відповідно до акта приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП (далі - форма N 5-НП) (додаток 1).
5.1.7 Вантажовідправнику направляється повідомлення стосовно оприбуткованих надлишків у тому разі, якщо вони перевищують нестачі, визначені за різницею суми надлишків та нестач, установлених за кожною цистерною згідно з актом приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП.
5.1.8 Нестача нафти і нафтопродуктів у межах норм природних втрат, що виникла в процесі їх транспортування, покладається на вантажоодержувача.
5.1.9 У разі, якщо в процесі приймання нафти або нафтопродуктів установлено, що вантаж надійшов з нестачею з вини транспортної організації, спір стосовно відшкодування нестачі вирішується в порядку, передбаченому законодавством України.
5.2 Порядок приймання нафти і нафтопродуктів під час надходження залізничним транспортом
5.2.1 Приймання нафти і нафтопродуктів може здійснюватись маршрутами, окремими партіями (від двох і більше цистерн) та окремими цистернами.
5.2.2 Маса нафти і нафтопродуктів визначається вантажоодержувачем у кожній цистерні.
5.2.3 Під час надходження залізничних цистерн вантажоодержувач до приймання нафти або нафтопродукту має перевірити:
відповідність фактичного номера і типу залізничної цистерни номеру і типу, зазначених у накладній;
технічний стан залізничної цистерни на наявність механічних ушкоджень (ум'ятин, тріщин), справність зливних пристроїв. У разі виявлення несправності цистерни, через яку можлива втрата вантажу, слід вимагати від адміністрації залізничної станції перевірки маси вантажу в цистерні, а в разі встановлення нестачі - складання технічного акта за встановленою формою;
наявність і цілісність пломб запірно-пломбувальних пристроїв (далі - ЗПП) і відбитків на них, відповідність відбитків на пломбах відбиткам, які зазначено у перевізних документах;
відповідність градуювальної таблиці на залізничну цистерну номеру залізничної цистерни.
5.2.4 Маса нафти або нафтопродукту визначається вантажоодержувачем спільно з представником залізниці в разі:
надходження нафти або нафтопродукту в несправній цистерні;
надходження нафти або нафтопродукту з несправною пломбою ЗПП чи без пломби ЗПП за наявності позначки в залізничній накладній, що вантаж прийнятий до перевезення під пломбою ЗПП;
надходження нафти або нафтопродукту зі справною пломбою ЗПП, але з ознаками нестачі, виявленої за допомогою ЗВТ, без порушення ЗПП.
У разі виявлення нестачі нафти або нафтопродукту понад норми природних втрат або їх надлишків складається комерційний акт.
5.2.5 Комісійне приймання нафти або нафтопродукту за кількістю здійснюють уповноважені наказом керівника підприємства-вантажоодержувача особи, які мають відповідну освіту, кваліфікацію та досвід роботи з питань визначення кількості нафти і нафтопродуктів у залізничних цистернах, на яких покладено відповідальність за дотримання правил приймання нафти і нафтопродуктів, установлених цією Інструкцією та іншими нормативно-правовими актами та нормативними документами.
Комісійне приймання нафти і нафтопродуктів відбувається за участі представників охоронної організації, що супроводжували нафту або нафтопродукти (у разі, якщо згідно з відповідним договором вантаж супроводжується охоронною організацією).
За потреби до приймання нафти або нафтопродуктів можуть залучатись представники незалежної експертної організації, якщо її визначено у відповідному договорі.
Особи, які беруть участь у комісійному прийманні нафти і нафтопродуктів, повинні проходити відповідну підготовку з цих питань та періодичну перевірку знань згідно з порядком, установленим керівником підприємства.
5.2.6 Результати комісійного приймання нафти або нафтопродуктів оформлюються актом приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП, який складається одразу після приймання вантажу та затверджується керівництвом підприємства не пізніше наступного дня після його складання.
Акт приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП є підставою для оприбутковування нафти і нафтопродуктів у складському обліку та відображення на відповідних рахунках бухгалтерського обліку в підзвіт матеріально відповідальних осіб.
Результати приймання нафти або нафтопродуктів однієї марки, які надійшли маршрутами або групами цистерн (від двох і більше) за однією залізничною накладною, визначаються за абсолютною величиною з врахуванням різниці між сумою надлишків та нестач нафти і нафтопродуктів одного типу і однієї марки, установлених для кожної цистерни за актом приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП.
5.2.7 Якщо приймання відбувалось у вихідний або святковий день, акт приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП необхідно затвердити в перший робочий день після вихідного або святкового дня.
Акт приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП підписується особами, які брали участь у прийманні нафти або нафтопродуктів.
Акт приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП складається у двох примірниках. У разі подання претензії вантажовідправнику або залізниці акт приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП складається у трьох примірниках, при цьому обов'язковим є додання копії документа про виклик представника вантажовідправника для участі в прийманні нафти або нафтопродуктів.
Уся кількість нафти або нафтопродуктів, що надійшла на підприємство в залізничних цистернах, зазначається в журналі обліку надходження нафти і нафтопродуктів за формою N 6-НП (додаток 2), сторінки якого шнуруються, нумеруються і скріплюються печаткою та підписом керівника підприємства. Записи в журналі робляться на підставі відвантажувальних документів і актів приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП.
5.2.8 У разі встановлення нестачі нафти або нафтопродуктів з вини вантажовідправника, яка після списання природних втрат перевищує граничнодопустиме відхилення між результатами вимірювання маси нафти та нафтопродуктів вантажовідправником і вантажоодержувачем (якщо це обумовлено умовами договору), матеріально відповідальна особа припиняє їх приймання і негайно повідомляє про це керівника свого підприємства. При цьому матеріально відповідальна особа має забезпечити зберігання кількості одержаної нафти або нафтопродуктів, а також ужити заходів, що унеможливлюють погіршення їх якості. Одночасно з припиненням приймання вантажоодержувач зобов'язаний викликати представника вантажовідправника для участі в прийманні нафти або нафтопродуктів і складанні акта приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП, якщо інше не передбачено умовами договору.
5.2.9 У разі перебування вантажовідправника з вантажоодержувачем в одному населеному пункті представник вантажовідправника за викликом вантажоодержувача зобов'язаний прибути для участі в прийманні нафти або нафтопродуктів не пізніше наступного дня після отримання повідомлення, якщо в договорі не зазначено іншого строку.
5.2.10 Представник вантажовідправника, який перебуває з одержувачем у різних населених пунктах, зобов'язаний прибути не пізніше триденного строку після отримання повідомлення, за винятком випадків, коли для прибуття транспортом необхідно більше часу (у такому разі строк для прибуття дорівнює часу, необхідному для безпечного руху транспорту), якщо більший строк не обумовлено відповідним договором. Представник вантажовідправника зобов'язаний мати довіреність на право участі в прийманні нафти та/або нафтопродуктів за кількістю, що надійшла.
У добовий строк після отримання повідомлення вантажовідправник зобов'язаний повідомити вантажоодержувача про виїзд представника.
Вантажовідправник може уповноважити інших осіб на участь у прийманні нафти або нафтопродуктів за кількістю. У цьому разі на довірену особу видається довіреність.
5.2.11 У разі відсутності в добовий строк повідомлення про виїзд представника вантажовідправника приймання нафти або нафтопродуктів відбувається за участю представника незалежної експертної організації, що обумовлено у відповідному договорі. У разі, якщо у відповідному договорі не було обумовлено незалежної експертної організації, приймання нафти та нафтопродуктів здійснюється самостійно.
Вантажоодержувач для приймання нафти та/або нафтопродуктів за кількістю створює комісію, до складу якої призначаються особи, які мають відповідну освіту, кваліфікацію та досвід роботи з питань порядку приймання та обліку нафти та/або нафтопродуктів.
5.2.12 Представнику, уповноваженому взяти участь у прийманні нафти та/або нафтопродуктів за кількістю, видається довіреність за підписом уповноваженої особи підприємства, скріплену гербовою печаткою підприємства.
У довіреності обов'язково зазначається найменування, марка та кількість нафти або нафтопродуктів, які прийматиме вповноважений представник.
Довіреність надається голові комісії і після приймання нафти або нафтопродуктів зберігається разом з актом приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП на підприємстві, де зберігаються нафтопродукти.
5.3 Порядок приймання нафти і нафтопродуктів під час надходження водним транспортом
5.3.1 Маса нафти і нафтопродуктів під час зливання з нафтоналивних суден визначається вантажоодержувачем згідно з вимірюваннями за береговими СВКН за наявності чинних градуювальних таблиць резервуарів, свідоцтв про повірку або атестацію ЗВТ, що використовуються для обліку.
5.3.2 Основною схемою обліку рекомендується застосовувати вузол обліку нафти або нафтопродуктів. У разі, якщо довжина берегових трубопроводів не перевищує двох кілометрів, резервним засобом вимірювання рекомендовано використовувати берегові резервуари.
5.3.3 Як резервний засіб вимірювання можуть використовуватись танки нафтоналивних суден за наявності чинних градуювальних таблиць і відомого значення суднового експериментального фактора (Vessel experience factor - VEF), який враховує відхилення повної місткості танкера від його розрахункового градуйованого значення за рахунок різних факторів (неточність градуювальних таблиць, наявність не видалених залишків, деформація танків тощо).
5.3.4 В окремих випадках за погодженням з територіальними органами Держспоживстандарту України допускається визначення кількості нафти і нафтопродуктів за вимірюванням у берегових резервуарах при довжині трубопроводу понад два кілометри.
Незалежно від довжини трубопроводу кількість нафти і нафтопродуктів, одержаних із суден, можна також визначати за допомогою об'ємних та масових лічильників.
5.3.5 Перед завантаженням (вивантаженням) танкера нафтою або нафтопродуктами необхідно визначити об'єм трубопроводу від берегового резервуара до суднового фланця. До і після завантаження/вивантаження танкера визначається маса нафти і нафтопродукту у трубопроводі. У разі зміни маси у трубопроводі різниця враховується під час складання коносамента (акта приймання-здавання).
При цьому похибка визначення кількості нафти або нафтопродуктів засобами вимірювальної техніки має відповідати ГОСТ 26976. Похибка балансу при завантаженні/вивантаженні судна нафтою і нафтопродуктами не має перевищувати суми похибок основної і резервної схеми, що безпосередньо забезпечують облік.
5.3.6 Перед перекачуванням до резервуара в танках суден здійснюється вимірювання маси нафти або нафтопродуктів з відбиранням проб з них згідно з ДСТУ 4488. Відібрані проби опечатуються представниками пароплавства та підприємства і зберігаються на підприємстві протягом терміну, установленого ДСТУ 4488.
Методи визначення маси нафти і нафтопродукту в пунктах завантаження і відвантаження мають бути рівноцінними. У разі визначення вантажовідправником маси нафти і нафтопродуктів за вимірюваннями в судні вантажоодержувач, крім вимірювань у судні, здійснює вимірювання прийнятої маси нафти або нафтопродукту в резервуарі.
5.3.7 Залишок нафти і нафтопродукту після зливання вимірюється у танках судна за присутності вантажоодержувача і представника пароплавства з оформленням відповідного акта.
5.3.8 Маса нафти і нафтопродуктів у берегових резервуарах і трубопроводах визначається до і після зливання.
5.3.9 Під час визначення маси нафти і нафтопродуктів у суднах вимірюються рівень і об'єм, а також температура і густина нафти або нафтопродукту в кожному танку судна аналогічно до вимірювань у резервуарі.
5.3.10 Якщо на шляху проходження нафтоналивного судна здійснюється перевалка, паузка (розвантаження і завантаження) або часткове здавання нафти і нафтопродукту у проміжних пунктах, тоді її оформлюють актом перевалки (розвантаження і навантаження) і роблять відмітку в накладній і дорожній відомості. Видача вантажу, що здійснюється за декількома коносаментами без поділу коносаментних партій за танками судна, має виконуватись з урахуванням природних втрат під час транспортування, які мають поділятися пропорційно до кількості вантажу коносаментних партій.
Вантажоодержувач, що отримав нафту або нафтопродукт під час паузки, повідомляє у п'ятиденний строк про масу прийнятого вантажу вантажовідправнику і кінцевому вантажоодержувачу.
Після прибуття судна до кінцевого пункту призначення вантажоодержувач і представник пароплавства зобов'язані звірити загальну кількість зданої нафти або нафтопродукту в кожному пункті з масою, відвантаженою згідно з накладною вантажовідправника.
5.3.11 На вимогу вантажоодержувача заявлені до початку вивантаження нафта або нафтопродукти приймаються за участю пароплавства, якщо:
нафта або нафтопродукти прибули в судні з пошкодженими вантажними відсіками або пломбами;
нафта або нафтопродукти підігріваються до і протягом вивантаження за допомогою переносних систем або несправна суднова стаціонарна система підігрівання;
якщо на шляху проходження нафтоналивного судна здійснювалася перевалка, паузка (розвантаження і завантаження) або часткове здавання нафти і нафтопродукту у проміжних пунктах;
у пункті відправлення маса нафти і нафтопродуктів визначалась за участю пароплавства.
5.3.12 Після прибуття нафтоналивного судна до пункту призначення капітан (шкіпер) вручає представнику вантажоодержувача і пароплавства комплект перевізних документів.
До перевізних документів додаються паспорт якості нафти або нафтопродукту та сертифікат відповідності (у разі, якщо продукція підлягає обов'язковій сертифікації в Україні), а також проба, яка передавалася капітану, і проба вантажовідправника.
5.3.13 З прибуттям судна з нафтою або нафтопродуктом до пункту призначення адміністрація узгоджує з терміналом порту прибуття план розвантаження судна.
5.3.14 Представники підприємства і пароплавства:
вимірюють рівень нафти або нафтопродукту (у судні та/або резервуарі);
вимірюють рівень підтоварної води і визначають її масу;
відбирають проби нафти або нафтопродукту з танків судна згідно з ДСТУ 4488;
вимірюють температуру і густину нафти або нафтопродукту;
визначають масу нафти або нафтопродукту.
У разі, якщо підтоварної води виявиться більше кількості, зазначеної у накладній, то з обводнених танків відбираються проби, які випробовуються окремо. За даними лабораторних випробувань цих проб визначається маса обводненої нафти або нафтопродукту в танках.
5.3.15 Під час бортового перевантаження нафти або нафтопродукту (з одного судна до іншого) проби відбираються із судна, що викачується, а подане під завантаження нафтоналивне судно має бути підготовлене відповідно до вимог ДСТУ 4454:2005 Нафта і нафтопродукти. Маркування, пакування, транспортування та зберігання (далі - ДСТУ 4454).
5.3.16 Якщо нафта або високов'язкі мазути вивантажуються після розігрівання "гострою парою" або з несправним паропроводом нафтоналивного судна, то їх якість визначається випробуванням проб, відібраних з резервуарів.
5.3.17 Якщо судно з нафтою або нафтопродуктом прибуло під вивантаження в аварійному, вантажостічному або водостічному стані, після бортової перевалки і паузки (розвантаження і завантаження), вимагає розігрівання нафти або нафтопродукту "гострою парою", то підприємство приймає нафту або нафтопродукт лише за вимірюваннями у резервуарах незалежно від того, яким методом визначалась маса нафти або нафтопродукту в пункті завантаження, про що пароплавству повідомляється до вивантаження.
Якщо нафта або нафтопродукти після викачування із судна або під час здавання з перевіркою маси і якості в резервуарах, виявляться нестандартними за вмістом води та механічних домішок і вимагатимуть відстоювання, то вимірювальний люк, усі крани і засувки пломбуються пломбами пароплавства на терміни відстоювання, наведені в таблиці 1.
Терміни відстоювання нафти і нафтопродуктів Таблиця 1
------------------------------------------------------------------
| Вид вантажу |Відстоювання нафтопродуктів|
| | у годинах |
| |---------------------------|
| |01.05 - 31.08|01.09 - 30.04|
|------------------------------------+-------------+-------------|
|Світлі нафтопродукти |12 |12 |
|------------------------------------+-------------+-------------|
|Дизельне паливо |24 |30 |
|------------------------------------+-------------+-------------|
|Темні нафтопродукти, нафта |36 |48 |
|------------------------------------+-------------+-------------|
|Оливи |48 |48 |
------------------------------------------------------------------
5.3.18 За результатами приймання оформлюється акт приймання-здавання із записом у журналі надходження нафти або нафтопродукту.
5.3.19 За результатами перевезень за період навігації між пароплавством, вантажоодержувачем та вантажовідправником здійснюються сальдові розрахунки із зарахуванням до них суднорейсів, у яких маса перевезених нафти і нафтопродуктів визначалась за участю пароплавства (у разі паузки, вивантаження у декількох пунктах, наявності залишків у суднах).
5.3.20 Терміни проведення і закінчення сальдових розрахунків за період навігації установлюються за домовленістю сторін.
5.4 Порядок приймання нафти і нафтопродуктів під час надходження автомобільним транспортом
5.4.1 Перевезення нафтопродуктів автомобільним транспортом здійснюється згідно з Правилами перевезень вантажів автомобільним транспортом в Україні, затвердженими наказом Мінтрансу України від 14 жовтня 1997 року N 363 ( z0128-98 ), зареєстрованими в Міністерстві юстиції України 20 лютого 1998 року за N 128/2568, та ГОСТ 27352-87 "Автотранспортные средства для заправки и транспортирования нефтепродуктов. Типы, параметры и общие технические требования".
З прибуттям нафтопродуктів до вантажоодержувача в автоцистерні перевіряється наявність і цілісність пломб, технічний стан автоцистерни, відповідність об'єму і густини нафтопродукту в автоцистерні об'єму і густині, зазначеним у товарно-транспортній накладній на відпуск нафтопродуктів (нафти) за формою N 1-ТТН (нафтопродукт) (далі ТТН) (додаток 3), відповідність найменування, марки і виду ( залежно від масової частки сірки) нафтопродукту, зазначених у ТТН і паспорті якості на відвантажений нафтопродукт. Відповідність густини нафтопродукту під час відвантаження та приймання визначається після її приведення до температури 20 град.С відповідно до ГОСТ 3900.
5.4.2 Маса нафтопродукту в автоцистерні визначається зважуванням на автомобільних вагах або об'ємно-масовим методом.
5.4.3 Маса нафтопродуктів, розфасованих у тару, визначається зважуванням на вагах або за трафаретами на тарі (якщо нафтопродукти в заводській упаковці). Про прийнятий нафтопродукт матеріально відповідальна особа складає акт за своїм підписом, підписами водія та представника одержувача чи відправника із зазначенням їх прізвищ і посад.
5.5 Порядок приймання нафти під час надходження нафтопровідним транспортом
5.5.1 Масу нетто нафти визначають як різницю маси брутто нафти і маси баласту.
5.5.2 Масу брутто нафти вимірюють за допомогою СВКН із застосуванням потокових вимірювачів об'ємної витрати, потокових густиномірів, потокових обчислювачів витрат (об'ємно-масовий динамічний метод) або потоковими вимірювачами маси (масовий динамічний метод).
5.5.3 Границі допустимої відносної похибки методів вимірювань маси брутто і нетто нафти не мають перевищувати значень, наведених у ГОСТ 26976.
5.5.4 Визначення вмісту води, хлористих солей і механічних домішок здійснюють за відібраними відповідно до вимог ДСТУ 4488 пробами згідно з ГОСТ 2477-65 "Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды", ГОСТ 21534 "Нефть. Методы определения содержания хлористых солей", ГОСТ 6370-83 "Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей".
Допускається їх визначення за допомогою потокових аналізаторів. Методики вимірювань вмісту води, хлористих солей і механічних домішок з використанням потокових аналізаторів мають бути атестовані в установленому порядку.
Випробування проб нафти здійснюється у випробувальній лабораторії сторони, що здає або приймає нафту. Випробувальна лабораторія визначається умовами договору постачання нафти.
5.5.5 На кожну СВКН власник зобов'язаний розробити інструкцію з експлуатації системи вимірювання кількості та показників якості нафти, яка затверджується керівниками сторін, що здають та приймають нафту.
5.5.6 У СВКН оброблення інформації від первинних ЗВТ та її метрологічні розрахунки виконуються поточним комп'ютером, результати вимірювань відображаються на дисплеї поточного комп'ютера, принтері і за наявності SKADA-системи персональним комп'ютером. Результати вимірювання об'єму і маси на СВКН заносять до журналу реєстрації результатів вимірювань СВКН за формою N 33-НП (додаток 4) або до оперативного листа, прочитуючи із зазначених засобів відображення інформації через проміжки часу, обумовлені в договорі постачання нафти, а також з кожною зупинкою і поновленням перекачування нафти.
5.5.7 На підставі записів у журналі реєстрації результатів вимірювань СВКН або в оперативному листі і в паспорті якості нафти оформлюють акт приймання-здавання нафти за формою N 34-НП (додаток 5). Паспорт якості, форма якого надана в Інструкції з контролювання якості нафти і нафтопродуктів на підприємствах і організаціях України, затвердженої наказом Міністерства палива та енергетики України, Державного комітету України з питань технічного регулювання та споживчої політики від 4 червня 2007 року N 271/121 ( z0762-07 ), зареєстрованої в Міністерстві юстиції України 4 липня 2007 року за N 762/14029, повинен бути заповнений згідно з її вимогами і є невід'ємною частиною акта приймання-здавання нафти.
Акт приймання-здавання нафти оформлюється з додаванням паспорта якості нафти в кількості примірників, установленій договором або іншою домовленістю між сторонами, які здають і приймають нафту.
У разі обліку нафти за допомогою масоміра графи 2-6, 8, 9, 11 акта приймання-здавання нафти за формою N 34-НП не заповнюють.
5.5.8 У разі оснащення СВКН SKADA-системою роздруковування документів, які є основними звітними документами, здійснюється за допомогою електронно-обчислювальної машини.
5.5.9 Посадові особи, відповідальні за приймання-здавання нафти, складання і підписання приймально-здавальних документів, призначаються наказами керівників сторін, які здають і приймають нафту.
Зразки підписів відповідальних осіб за приймання-здавання нафти зберігаються у бухгалтерських службах сторін, які здають і приймають нафту.
6 Зберігання нафтопродуктів
6.1 На всіх підприємствах ведеться облік нафти і нафтопродуктів із записом у журналі реєстрації проведення вимірювань нафтопродуктів (нафти) у резервуарах за формою N 7-НП (додаток 6) (на НПЗ у спеціальних регістрах складського обліку) для кожного резервуара з відображенням усіх технологічних операцій, що здійснюються кожною зміною.
Для підприємств, укомплектованих для зберігання світлих нафтопродуктів винятково резервуарами місткістю до 100 куб.м, ведення обліку для кожного резервуара не є обов'язковим. Відображення технологічних операцій ведеться за марками нафтопродукту.
Сторінки журналу нумеруються, шнуруються і скріплюються печаткою та підписом керівника підприємства (організації).
6.2 Дизельне паливо різних видів (залежно від масової частки сірки) повинно зберігатися в окремих резервуарах.
6.3 Нафта та нафтопродукти мають зберігатись відповідно до вимог ДСТУ 4454.
7 Порядок відпуску нафти і нафтопродуктів
7.1 Відпуск нафти споживачам здійснюється на підставі попередньо укладених договорів, а нафтопродуктів - на підставі договорів або за готівку.
7.2 Відпуск нафти і нафтопродуктів здійснюється шляхом їх відвантаження споживачам магістральними нафтопроводами та нафтопродуктопроводами, водним, залізничним і автомобільним транспортом.
7.3 Порядок відвантаження нафти і нафтопродуктів залізничним транспортом
7.3.1 Нафтопродукти перевозяться у залізничних цистернах, бункерних напіввагонах, а розфасовані в тару - у критих вагонах відповідно до вимог ДСТУ 4454. Нафта перевозиться в залізничних цистернах.
Для перевезення нафти і нафтопродуктів використовуються залізничні цистерни:
з універсальним зливальним приладом (трафарети "Бензин-нафта", "Мазут"), а також 4- і 8-вісні цистерни вантажопідйомністю 60, 90, 120 тонн (трафарет "Бензин");
з верхнім зливанням (трафарет "Бензин").
У цистернах, що мають трафарет "Бензин", дозволяється перевозити тільки світлі нафтопродукти.
7.3.2 Цистерни під наливання нафти і нафтопродуктів, бункерні напіввагони і криті вагони перед завантаженням нафтопродуктів підготовлюються згідно з ДСТУ 4454. Їх придатність для перевезення нафти і нафтопродуктів визначається вантажовідправником, який відповідає за збереження якості нафти або нафтопродуктів. Під наливання нафти або нафтопродуктів подаються справні цистерни.
7.3.3 Нафта і нафтопродукти наливаються в залізничні цистерни до рівня наповнення, передбаченого Правилами перевезення наливних вантажів ( z0558-03 ), затвердженими наказом Міністерства транспорту України від 21 листопада 2000 року N 644 ( z0861-00 ), зареєстрованим в Міністерстві юстиції України 24 листопада 2000 року за N 861/5082 (далі - Правила перевезення наливних вантажів).
Для зменшення втрат світлих нафтопродуктів від випаровування в процесі наливання та з метою запобігання утворенню піни і зарядів статичної електрики верхнє наливання у цистерну необхідно здійснювати за допомогою рукавів (труб), що сягають дна цистерни.