Інструкція про порядок надходження, зберігання, відпуску і обліку нафти та нафтопродуктів на нафтобазах, наливних пунктах і автозаправних станціях системи Держкомнафтопродукту СРСР

Инструкция по учету нефти и нефтепродуктов разработана на основе действующих нормативных документов, положений и стандартов.

Инструкция устанавливает порядок учета нефти и нефтепродуктов, проведения учетно-расчетных операций и является обязательной для всех предприятий и организаций системы Госкомнефтепродукта СССР, а также потребителей, пользующихся услугами предприятий и организаций системы Госкомнефтепродукта СССР.

1.1. Учет нефтепродуктов на нефтебазах и наливных пунктах ведется в единицах массы, а на АЗС - в единицах объема. Для обеспечения достоверности и единства измерений массы нефтепродуктов, а также контроля их качества нефтебазы и АЗС должны иметь необходимое оборудование и средства измерений, допущенные к применению Госстандартом и имеющие клеймо Государственной метрологической службы или соответствующую отметку в паспорте.

1.2. Средства измерений, находящиеся в эксплуатации, подвергаются государственной или ведомственной поверке, которая удостоверяется клеймением средств измерений, выдачей свидетельства о поверке или отметкой в паспорте средства измерений.

Государственная и ведомственная поверки производятся лицами, аттестованными в качестве государственных поверителей в порядке, установленном Госстандартом.

1.3. Государственной поверке, производимой органами Госстандарта, подвергаются средства измерений, включенные в утверждаемый Госстандартом перечень средств измерений, подлежащих обязательной государственной поверке (Приложение 1).

Средства измерений, поверка которых не может быть обеспечена ведомственной поверкой, представляются на поверку в органы Госстандарта или на предприятия, в организации и учреждения других министерств и ведомств, которым это право предоставлено органами Госстандарта.

1.4. Ответственным за комплектность и исправное состояние средств измерений возлагается на руководителей предприятий и организаций нефтепродуктообеспечения, которые в свою очередь приказом назначают лиц для осуществления повседневного контроля за средствами измерений в соответствии с "Положением о метрологической службе территориального управления, управления магистральных нефтепродуктопроводов, нефтебазы, предприятия и организации". При этом ответственные лица в своей работе должны руководствоваться нормативными документами, приведенными в Приложении 2.

1.5. При эксплуатации нефтебаз, АЗС и наливных пунктов следует руководствоваться Правилами технической эксплуатации нефтебаз, автозаправочных станций, утверждаемыми Госкомнефтепродуктом СССР.

2.1. Этим методом определяется масса нефтепродукта по его объему и плотности. Объем нефтепродукта определяется из градуировочных таблиц по измеренному уровню в резервуарах, железнодорожных цистернах, танках судна или по полной вместимости указанных емкостей. Объем можно также измерять счетчиком жидкости.

2.2. Объем нефтепродуктов определяется в стационарных резервуарах, транспортных средствах и технологических трубопроводах, отградуированных в соответствии с требованиями нормативно-технических документов.

Резервуары стальные вертикальные стационарные (РВС) со стационарными и плавающими крышами и понтонами вместимостью от 100 до 50000 куб. м должны быть отградуированы по ГОСТ 8.380-80 (с учетом последующих изменений и дополнений), резервуары вертикальные цилиндрические железобетонные со сборной стенкой вместимостью от 50 до 30000 куб. м - по РД 50-156-79, резервуары стальные горизонтальные вместимостью от 5 до 100 куб. м - по ГОСТ 8.346-79 (с учетом последующих изменений).

Технологические трубопроводы для нефтепродуктов должны градуироваться согласно "Методическим указаниям по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод".

2.3. Градуировочные таблицы береговых резервуаров на перевалочных водных и водно-железнодорожных нефтебазах при перевозке нефтепродуктов водным транспортом должны быть утверждены территориальными органами Госстандарта, а остальных резервуаров и технологических трубопроводов - территориальным (областным) управлением или госкомнефтепродуктом союзной республики.

После каждого капитального ремонта и вызванного в связи с этим изменения вместимости резервуара, но не реже 1 раза в 5 лет должна проводиться повторная градуировка резервуара.

После оснащения резервуара внутренним оборудованием градуировочная таблица должна быть пересмотрена и заново утверждена в установленном порядке.

Градуировочные таблицы на трубопроводы должны пересматриваться при изменении схемы трубопровода, протяженности или диаметра отдельных его участков, но не реже 1 раза в 10 лет. Также не реже 1 раза в 10 лет должны пересматриваться градуировочные таблицы на резервуары железобетонные.

2.4. К градуировочной таблице должны быть приложены:

- акт и протокол определения размеров резервуара;

- акты измерений базовой высоты и неровностей днища (формы акта и протокола приведены в ГОСТ 8.380-80);

- данные о массе понтона и уровне его установки от днища резервуара;

- таблица средних значений вместимости дробных частей сантиметра каждого пояса резервуара.

В градуировочной таблице указывают величины, на которые внесены поправки при ее расчете.

2.5. Для проведения градуировки и составления таблиц должен привлекаться специально обученный персонал. Организации, проводящие градуировку, должны быть зарегистрированы в органах Госстандарта и иметь право на проведение таких работ.

2.6. На каждом резервуаре должна быть нанесена базовая высота (высотный трафарет) - расстояние от днища резервуара до верхнего среза кромки измерительного люка. Базовая высота измеряется ежегодно.

Поправку на вместимость вертикального резервуара за счет неровностей днища (коррекцию) необходимо определять ежегодно для вновь введенных резервуаров и не реже 1 раза в 5 лет - эксплуатируемых 5 и более лет, одним из методов, указанным в ГОСТ 8.380-80.

Базовая высота и неровности днища вертикального резервуара, уклон корпуса горизонтального резервуара измеряются ведомственной метрологической службой. Результаты измерений оформляются актом, который утверждается руководством предприятия, организации нефтепродуктообеспечения.

2.7. Объем нефтепродукта в автомобильных цистернах определяется по полной их вместимости или по показаниям объемного счетчика.

Вместимость автоцистерны должна устанавливаться заводом-изготовителем и периодически поверяться органами Госстандарта согласно Инструкции 36-55, но не реже 1 раза в 2 года.

Объем нефтепродукта в автоцистерне, заполненной до указателя уровня, определяется по свидетельству, выданному территориальными органами Госстандарта и которое должно предъявляться водителем.

2.8. Вместимость железнодорожных цистерн должна устанавливаться путем индивидуальной градуировки каждой цистерны.

До осуществления индивидуальной градуировки допускается устанавливать вместимость по "Таблицам калибровки железнодорожных цистерн", составленным расчетным методом по чертежам на каждый тип цистерн.

2.9. В железнодорожных цистернах объем нефтепродуктов определяется по градуировочным таблицам, составленным на каждый сантиметр высоты. Среднее значение вместимости дробных частей сантиметра вычисляется расчетным путем.

2.10. Определение количества нефтепродуктов при приеме и наливе нефтеналивных судов должно производиться по измерениям в резервуарной емкости нефтебазы (при длине береговых трубопроводов до двух километров) или по измерениям в танках нефтеналивных судов с использованием их градуировочных таблиц (при протяженности береговых трубопроводов более двух километров).

2.11. Уровень нефтепродукта должен измеряться рулетками, метроштоками или уровнемерами. Техническая характеристика средств измерений приведена в таблице 2.1.

При учетно-расчетных операциях запрещается пользоваться средствами измерения уровня, не прошедшими госповерку или аттестацию в органах Госстандарта в соответствии с ГОСТ 8.001-80 или ГОСТ 8.326-78.

2.12. Для измерения уровня подтоварной воды применяются водочувствительные ленты или пасты. Ленты прикрепляются, а пасты наносятся тонким слоем с двух сторон на груз рулетки или метрошток.

Ленты должны храниться в плотно закрытых футлярах, пересыпанные мелом или тальком, а паста в закрытых банках. Пасты применяются, главным образом, для измерения подтоварной воды в светлых нефтепродуктах.

2.13. Плотность в отобранных пробах определяется ареометрами стеклянными типа АН или АНТ-1 по ГОСТ 18481-81, имеющими погрешность измерений +/- 0,5 кг/куб. м, или гидростатическими весами. Цилиндры стеклянные для ареометров должны соответствовать этому стандарту. В трубопроводе плотность нефтепродукта может измеряться автоматическими измерителями плотности, допущенными к применению Госстандартом и обеспечивающими погрешность измерения не более +/- 0,1%.

2.14. Температура нефтепродуктов должна измеряться термометрами ртутными стеклянными лабораторными ТЛ-4 группа 4Б N 1 и 2.

Измерять среднюю температуру нефтепродукта в резервуарах можно с помощью термометров сопротивления. Погрешность средств измерения температуры не должна превышать +/- 0,5 град. C.

2.15. Уровень нефтепродуктов в резервуарах можно измерять рулеткой с грузом или уровнемерами с местным отсчетом или дистанционной передачей показаний на пульт в операторную; показания необходимо считывать с точностью до 1 мм; место касания груза на днище резервуара должно быть горизонтальным и жестким. При измерениях в горизонтальных резервуарах нижний конец метроштока или груза рулетки должен попадать на нижнюю образующую резервуара. Стабильность точки отсчета контролируется базовой высотой. В случае изменения базовой высоты необходимо выяснить причину этого изменения и устранить ее.

2.16. Уровень нефтепродукта необходимо измерять дважды. Измерительную ленту с грузом или метрошток следует опускать медленно, не допуская волн на поверхности нефтепродукта и ударов о днище резервуара. Лента рулетки должна находиться все время в натянутом состоянии, а метрошток - в строго вертикальном положении. Измерения проводят при установившемся уровне нефтепродукта и отсутствии пены.

Показания рулетки или метроштока отсчитывают с точностью до 1 мм сразу по появлении смоченной части рулетки или метроштока над измерительным люком.

Если расхождения превышают 1 мм, измерения необходимо повторить.

Ленту рулетки или метрошток до и после измерений необходимо протереть мягкой тряпкой насухо.

2.17. При измерении уровня подтоварной воды водочувствительный слой ленты или пасты в течение 2 - 3 мин. полностью растворяется и резко выделяется грань между слоями воды и нефтепродукта. Отсчет уровня подтоварной воды необходимо проводить с точностью до 1 мм. Размытая грань свидетельствует об отсутствии резкой границы между водой и нефтепродуктом и наличии водоэмульсионного слоя.

Если грань обозначается на ленте или пасте с противоположных сторон груза рулетки или метроштока на разной высоте, то измерения должны быть повторены.

2.18. При измерении уровня нефтепродукта в горизонтальных резервуарах необходимо вносить поправку на уклон резервуара по формуле:

D h = +/- n x l, (2.1)

где D - дельта;

n - уклон оси резервуара;

l - расстояние от точки измерения уровня до середины резервуара, мм;

знак (-) - если уклон в сторону люка;

-"- (+) - если уклон от люка.

Допустимый уклон резервуара не более 1:1000.

Пример: В резервуаре V - 75 куб. м расстояние от измерительного люка до середины резервуара l - 3870 мм. Уклон резервуара в сторону измерительного люка 1:200, откуда n = 0,005.

Исправленный уровень:

нефтепродукта и воды общий h = 3200 - 19 = 3181 мм.

2.19. Уровень нефтепродукта и подтоварной воды в железнодорожных цистернах измеряется метроштоком через горловину котла цистерны в 2-х противоположных точках горловины по оси цистерны. При этом необходимо следить за тем, чтобы метрошток опускался на нижнюю образующую котла и не попадал в углубления для нижних сливных приборов. Уровень следует отсчитывать до 1 мм.

2.20. В автоцистерны нефтепродукт следует наливать до планки, установленной в горловине котла цистерны на уровне, соответствующем номинальной вместимости, или по заданной дозе согласно показаниям объемного счетчика.

2.21. Плотность нефтепродуктов в резервуарах и транспортных средствах определяется по отобранным пробам, в трубопроводе измеряется автоматическими плотномерами или по отобранным пробам. Плотность отсчитывается до четвертого знака.

Из резервуаров и транспортных средств пробы отбираются в соответствии с ГОСТ 2517-80.

В стационарных резервуарах для отбора проб должны применяться сниженные пробоотборники по ГОСТ 13196-77 или ручные пробоотборники по ГОСТ 2517-80.

Для отбора точечных проб пробоотборник опускается на заданный уровень и выдерживается в течение 5 минут.

2.22. При наливе автоцистерн на нефтебазах для определения плотности пробы из резервуаров следует отбирать через каждые два часа.

2.23. Температура нефтепродуктов определяется в течение 1 - 3 минут после извлечения каждой точечной пробы или в средней пробе, отобранной сниженным пробоотборником. Термометр необходимо погружать в нефтепродукты на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживать в пробе 1 - 3 минуты до принятия столбиком ртути постоянного положения.

Отсчитывается температура по термометру, не вынимая его из нефтепродукта.

Температура нефтепродукта вычисляется как среднее арифметическое температур точечных проб, взятых в соотношении, принятом для составления объединенной пробы по ГОСТ 2517-80.

Например: объединенная проба нефтепродукта из вертикального резервуара отбирается с трех уровней: верхнего, среднего и нижнего и смешивается в соотношении 1 : 3 : 1.

В этом случае средняя температура нефтепродукта вычисляется:

где: tв - температура точечной пробы верхнего слоя в град. C;

tс - температура точечной пробы среднего слоя в град. C;

tн - температура точечной пробы нижнего слоя в град. C.

При дистанционном измерении средней температуры нефтепродукта в резервуаре термометрами сопротивлений температура в пробах не измеряется.

Объединенная проба из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм отбирается с 3-х уровней: верхнего, среднего и нижнего и смешивается в соотношении 1 : 6 : 1.

Средняя температура вычисляется:

Объединенная проба из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее 2500 мм независимо от степени заполнения, а также из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм, заполненного на высоту до половины диаметра и менее, отбирается с 2-х уровней: середины и низа и смешивается в соотношении 3 : 1, а температура рассчитывается по формуле:

2.24. Плотность нефтепродукта по отобранным пробам определяется в лаборатории или на месте отбора проб по ГОСТ 3900-47.

2.25. При определении плотности на месте отбора проб площадка для проведения измерений должна быть ровной, горизонтальной, защищенной от ветра, осадков, солнечной радиации кожухом или другими устройствами.

2.26. Процесс измерения нефтепродуктов объемно-массовым методом может быть автоматизирован путем применения в резервуарах измерительных установок, а при наливе транспортных средств - автоматических систем налива с использованием счетчиков, автоматических плотномеров, объединенных в систему измерения массы нефтепродукта.

2.27. Масса принятого (отпущенного) нефтепродукта в резервуарах с понтонами или плавающими крышами определяется с учетом массы понтона (плавающей крыши) и его положения в резервуаре. Для этого необходимо знать на каком уровне начинает всплывать понтон или плавающая крыша. Масса понтона или плавающей крыши определяется по рабочим чертежам, прикладываемым к градуировочной таблице.

2.28. При заполнении резервуара нефтепродуктом отдельные части понтона (плавающей крыши) всплывают неодновременно. Зона от начала и до конца всплытия зависит от конструкции покрытия и диаметра резервуара. При эксплуатации следует избегать измерений нефтепродуктов в этой зоне, так как это ведет к большим погрешностям при определении массы нефтепродукта.

2.29. При определении количества нефтепродуктов в резервуарах с понтонами или плавающими крышами должны вноситься поправки в соответствии с ГОСТ 8.380-80.

2.30. При приемке и отпуске нефтепродуктов необходимо помнить:

- если до начала измерения покрытие находилось в плавающем состоянии, а по окончании - на опорных стойках (или наоборот), то поправка на покрытие вносится на тот момент, когда оно находится в плавающем состоянии;

- если до и после измерений покрытие находится в плавающем состоянии или на опорах, поправка на покрытие не вносится.

2.31. Масса нефтепродуктов определяется по формуле:

Мпр = М1пр = М2пр1 = pt(ср) x (V1 - V2), (3.5)

где: V1 и V2 - объем нефтепродукта при температуре измерения уровня, куб. м в начале и конце товарной операции;

pt(ср) - средняя плотность нефтепродукта при температуре измерения уровня, кг/куб. м.

Объем нефтепродукта определяется вычитанием объема подтоварной воды из общего объема. Содержание воды в нефтепродукте (в процентах) определяется по ГОСТ 2477-65 и масса ее вычитается из массы нефтепродукта.

Для нефти, кроме наличия воды, определяется содержание хлористых солей (в процентах) по ГОСТ 21534-76 и механических примесей по ГОСТ 6370-83.

Масса воды, солей и механических примесей вычитается из массы нефтепродуктов.

2.32. Этим методом измеряется масса нефтепродукта в таре и транспортных средствах путем взвешивания на весах.

2.33. Для взвешивания нефтепродуктов в таре применяются весы товарные общего назначения грузоподъемностью до 3000 кг, шкальные и циферблатные. Нефтепродукты в мелкой таре взвешиваются на настольных весах с пределами взвешивания от 5 до 20 кг.

Автоцистерны с нефтепродуктами взвешиваются на весах автомобильных стационарных и передвижных общего назначения грузоподъемностью от 10 до 30 т.

Взвешивание мазута в автоцистернах проводится по РД 50-266-81.

2.34. Масса взвешиваемых нефтепродуктов должна соответствовать грузоподъемности весов. Взвешивание грузов массой более Рmax или менее Рmin, установленных для данного типоразмера весов, не допускается. Выбор грузоподъемности весов должен обеспечить возможность взвешивания максимальных для данного пункта масс нефтепродуктов. Завышенная грузоподъемность весов увеличивает погрешность взвешивания. Для снижения влияния внешних условий на погрешность измерений весовые устройства должны быть защищены от ветра и осадков.

Масса нефтепродуктов определяется как разность между массой брутто и массой тары.

Взвешивание в таре может производиться поштучно и групповым способом, который применяется при отпуске односортных нефтепродуктов. Отсчеты на шкальных и циферблатных весах ведут до 1 деления шкалы.

Железнодорожные цистерны взвешиваются в соответствии с ГОСТ 8.424-81.

Масса нефтепродуктов в железнодорожных цистернах может определяться как в одиночных цистернах, так и в составе в целом, как слагаемое из одиночных цистерн.

2.35. В одиночных цистернах масса нефтепродуктов определяется как разность измеренных масс груженой и порожней цистерны.

2.36. Взвешивание груженых цистерн без расцепки производится в соответствии с ГОСТ 8.424-81.

Масса нефтепродукта определяется как разность между суммой измеренных масс груженых цистерн и суммой масс порожних цистерн, указанных на трафаретах.

2.37. Масса нефтепродукта груженого состава на ходу определяется как разность между суммой измеренных масс всех цистерн в составе и суммой масс этих цистерн, указанных на трафаретах или определенных взвешиванием тары.

Допустимая погрешность весов, число цистерн в составе и масса нефтепродукта в каждой цистерне приведены в таблице 2.2.

Предельная погрешность определения массы нефтепродукта составляет +/- 0,5% (наибольшая суммарная масса взвешиваемых цистерн в составе до 2000 т).

Значение результата измерений округляется до того же разряда, что и значение абсолютной погрешности.

Например, если абсолютная погрешность составляет D 1 = +/- 0,2 т, то результат округляется до десятых долей тонны, если D 1 = +/- 8 т, то результат округляется до целых значений тонн и т.д.

2.38. Этот метод является частью объемно-массового метода, так как измеряется только объем нефтепродукта.

Объемный метод применяется на АЗС для учета нефтепродуктов.

2.39. Для измерений объема применяются топливораздаточные колонки по ГОСТ 9018-82, маслораздаточные колонки по ГОСТ 11537-81 и импортные, параметры которых соответствуют требованиям этих стандартов.

Колонки должны поверяться по ГОСТ 8.045-80 и ГОСТ 8.220-76.

2.40. Объем нефтепродукта при заправке транспорта измеряется при дистанционном и местном управлении колонками.

Для дистанционного управления применяются пульты, которые могут управлять как одной колонкой, так и группой колонок. Объем нефтепродукта, отпущенный колонкой, фиксируется указателем суммарного счетчика.

Точность работы топливораздаточных колонок должна проверяться ежедневно при сдаче смен образцовыми мерниками второго разряда и фиксироваться в сменных отчетах.

Если погрешность колонки выходит за пределы, указанные в стандарте, то эксплуатировать такую колонку запрещается.

Погрешность колонки фиксируется в относительных единицах (процентах) со знаком (-), если колонка передает продукт, и знаком (+), если продукт колонка недодает.

2.41. Лица, имеющие право на опломбирование колонок, назначаются приказом территориального (областного) управления или госкомнефтепродукта союзной республики, их назначение согласовывается с территориальным органом Госстандарта. После окончания ремонта и пломбирования топливораздаточной колонки вызывается государственный поверитель, о чем в журнале учета ремонта оборудования делается соответствующая запись.

2.42. Масса нефтепродукта по этому методу определяется как произведение разности давлений столба продукта (в начале и конце товарной операции) и средней площади сечения части резервуара, из которой отпущен продукт, деленных на ускорение силы тяжести, по формуле:

Рi и Рi + 1 - давление высоты столба продукта в начале и конце товарной операции, Па;

q - ускорение свободного падения, м/кв. с;

V - объем продукта, куб. м;

H - уровень наполнения емкости, м.

2.43. Для определения массы нефтепродукта в резервуарах типа РВС должны применяться средства измерений и устройства, обеспечивающие погрешность измерения массы не более +/- 0,5%. - 4

Вязкость нефтепродуктов не должна превышать 10 кв. м/с (100 сСт). На резервуары должны быть составлены калибровочные таблицы по ГОСТ 8.380-80.

2.44. Порядок измерения массы нефтепродукта должен соответствовать изложенному в технических описаниях устройств, применяемых при этом методе измерения.

3.1. Приемка нефтепродуктов по количеству должна производиться с соблюдением требований, предусмотренных Инструкцией о порядке приемки продукции производственно-технического назначения и товаров народного потребления по количеству, утвержденной Постановлением Госарбитража СССР от 15.06.65 N П-6 (с последующими дополнениями и изменениями).

3.2. В случае выявления при приемке нефтепродуктов недостач, превышающих нормы естественной убыли, или излишков грузоотправителю предъявляется претензия или направляется уведомление об оприходованных излишках.

Претензия о выявленной недостаче должна быть направлена отправителю в установленные сроки. С претензией должен быть направлен акт о недостаче с приложением:

- копий сопроводительных документов или сличительной ведомости, то есть ведомости сверки фактического наличия нефтепродуктов с данными, указанными в документах отправителя;

- упаковочных ярлыков, вложенных в каждое тарное место;

- квитанции станции (пристани, порта) назначения о проверке массы груза, если такая проверка проводилась;

- пломб от тарных мест, в которых обнаружена недостача;

- подлинного транспортного документа (накладная, коносамент), а в случае предъявления получателем органу транспорта претензии, связанной с этим документом, - его копия;

- документа, удостоверяющего полномочия представителя, выделенного для участия в приемке;

- документа, содержащего данные о проведенных измерениях.

3.3. Если имеются основания для возложения ответственности за недостачу груза на органы транспорта, получатель обязан в установленном порядке предъявить претензию соответствующему органу транспорта.

3.4. Претензия не предъявляется, если при определении массы поступивших нефтепродуктов будет установлена недостача, которая после списания естественной убыли не превышает установленной нормы точности погрешности измерения.

Претензия поставщику или железной дороге предъявляется в том случае, когда недостача нефтепродукта превышает сумму естественной убыли и норму погрешности измерения на сумму недостачи за минусом естественной убыли.

3.5. Претензия поставщику предъявляется во всех случаях превышения недостачи поступивших нефтепродуктов над естественной убылью, если поставщиком и получателем применялся равноценный метод измерения количества.

3.6. Приемка продукции по количеству проводится в точном соответствии со стандартами, техническими условиями, особыми условиями поставки, другими обязательными для сторон правилами, а также сопроводительным документом, удостоверяющим качество поставляемых нефтепродуктов.

3.7. При обнаружении несоответствия качества и маркировки поступивших нефтепродуктов требованиям стандартов, технических условий и т.п., либо данным, указанным в сопроводительных документах, удостоверяющих качество, получатель должен составить акт с указанием количества проверенных нефтепродуктов и характера выявленных нарушений качества.

Дальнейшие действия получателя должны соответствовать требованиям п. п. 17 - 33 Инструкции о порядке приемки продукции производственно-технического назначения и товаров народного потребления по качеству, утвержденной Постановлением Госарбитража СССР от 25.04.66 N П-7 (с последующими дополнениями и изменениями).

3.8. При поступлении нефти и нефтепродуктов на нефтебазы, наливные пункты, магистральные нефтепродуктопроводы, АЗС под отчет материально ответственным лицам приходуется фактическое количество принятых ими нефти и нефтепродуктов.

3.9. Приемка нефтепродуктов от нефтеперерабатывающих заводов и перевалка их на все виды транспорта осуществляется, как правило, перевалочными нефтебазами (наливными станциями).

3.10. Условия поставки нефтепродуктов нефтеперерабатывающими заводами перевалочным нефтебазам предусматриваются в заключаемых договорах.

3.11. При приемке нефтепродуктов нефтебазы руководствуются Положением о поставках продукции производственно-технического назначения, утвержденным Постановлением Совета Министров СССР от 10.02.81 N 161, и Особыми условиями поставки нефтепродуктов предприятиями-изготовителями нефтеснабсбытовым организациям, утвержденными Постановлением Госснаба СССР и Госарбитража СССР от 06.03.75 N 18/104.

3.12. На нефтебазах и наливных пунктах, имеющих свои резервуары, масса принятых нефтепродуктов определяется представителями завода и нефтебазы в резервуарах нефтебазы, если трубопровод от завода до нефтебазы принадлежит заводу, а при перекачке по трубопроводу, принадлежащему нефтебазе, - по измерениям в резервуарах завода. Результаты приемки оформляются актом формы 16-НП (Приложение 3).

3.14. Налив нефтепродуктов на железнодорожных эстакадах и причалах заводов производится заводами по получении от нефтебаз письменного извещения, в котором указывается под какой нефтепродукт предназначены цистерны или суда.

3.15. Масса отгружаемых нефтепродуктов определяется совместно представителями завода и перевалочной нефтебазы и оформляется актом. Все сопроводительные документы на отгружаемые нефтепродукты оформляются нефтебазой.

3.16. Приемка нефтепродуктов может проводиться маршрутами, отдельными партиями и одиночными цистернами. Масса нефтепродукта определяется грузополучателем по каждой цистерне.

3.17. Масса нефтепродукта, измеренная объемно-массовым методом в железнодорожных цистернах, после слива должна быть сверена с массой в резервуаре.

3.18. При приемке нефтепродуктов необходимо:

- получить сопроводительные транспортные документы;

- проверить техническое состояние цистерн (вагонов), наличие пломб и оттисков на них, исправность сливных приборов и устройств.

Масса принятого нефтепродукта грузополучателем определяется в каждой цистерне равноценными методами, как и при отправке грузополучателем.

3.19. Нефтепродукты, прибывшие в исправных цистернах с исправными пломбами грузоотправителя, а также без пломб, когда это предусмотрено "Правилами перевозок грузов" МПС, выдаются грузополучателю без проверки массы груза. При нарушении этих условий масса нефтепродукта проверяется представителем железной дороги совместно с грузополучателем.

3.20. В случае отсутствия документов на поданный под выгрузку нефтепродукт или несоответствия фактической массы его в железнодорожных цистернах, количества мест (бочек, бидонов и т.п.) в вагонах, наименования нефтепродукта данным, указанным в накладной, порчи нефтепродуктов составляется коммерческий акт формы ГУ-22.

3.21. Акт общей формы ГУ-23 составляется в случаях:

- утраты документов, приложенных грузоотправителем к накладной;

- отсутствия пломб на вагоне или нарушения оттиска пломбы, если в вагонном листе имеется отметка о наложении пломб;

- простоя вагонов на станции назначения в ожидании подачи под выгрузку по причинам, зависящим от грузополучателя и др.

Правила составления коммерческих актов и актов общей формы изложены в разделе 37 "Правил перевозок грузов" МПС, часть 1.

3.22. Приемка нефтепродуктов производится лицами, уполномоченными на то руководителем нефтебазы. Эти лица несут ответственность за строгое соблюдение правил приемки нефтепродуктов.

3.23. На принятые нефтепродукты на нефтебазе составляется акт по форме N 12-НП (Приложение 4).

Акт составляется в день поступления нефтепродуктов и утверждается руководством нефтебазы не позднее чем на следующий день после его составления.

Если приемка проводилась в выходной или праздничный день, акт приемки должен быть утвержден в первый рабочий день после выходного или праздничного дня.

Акт подписывается лицами, которые принимали участие в приемке нефтепродуктов. Лица, подписывающие акт, должны быть предупреждены об ответственности за достоверность данных, изложенных в нем.

3.24. Акт составляется в двух экземплярах, а при необходимости предъявления претензии поставщику (или железной дороге) - в трех экземплярах.

3.25. Приемка нефтепродуктов по количеству и составление акта о недостаче производится:

- с участием представителя стороннего предприятия (организации), выделенного руководством этого предприятия (организации), либо

- с участием представителя общественности нефтебазы, назначенного руководством нефтебазы, из числа лиц, утвержденных решением местного комитета профсоюза нефтебазы.

При этом представитель общественности нефтебазы или представитель стороннего предприятия может участвовать в приемке нефтепродуктов у данной нефтебазы не более двух раз в месяц.

3.26. Нефтепродукты из цистерн должны быть слиты полностью в соответствии с ГОСТ 1510-84.

3.27. Для контроля за поступлением и оприходованием нефтепродуктов на нефтебазах ведется журнал учета поступивших нефтепродуктов по форме N 13-НП (Приложение 5).

Страницы журнала нумеруются и скрепляются печатью. Количество листов в журнале заверяется подписью руководства нефтебазы.

Записи в журнале ведутся на основании транспортных и отгрузочных документов, актов приемки нефтепродуктов.

Приемка нефтепродуктов, поступивших водным транспортом

3.28. Масса нефтепродуктов при сливе из нефтеналивных судов определяется грузополучателем по измерениям в береговых резервуарах при наличии утвержденных территориальными органами Госстандарта градуировочных таблиц и длине береговых трубопроводов не более 2 км.

В соответствии с РД 50-190-80 в отдельных случаях по согласованию с территориальными органами Госстандарта допускается определение количества нефтепродуктов по измерению в береговых резервуарах по длине трубопровода более 2 км. При этом погрешность измерений массы не должна превышать +/- 0,5%, вместимость трубопровода диаметром до 400 мм не должна превышать 500 куб. м, диаметром 400 мм и более - 800 куб. м.

Пример. Из танкера грузоподъемностью 5000 т бензин плотностью (S) = 700 кг/куб. м перекачивается по трубопроводу

d = 200 мм;

l = 2,5 км;

Vтр = 78,5 куб. м.

Погрешность измерения массы бензина в трубопроводе 2,6 - 2,7%, что составит:

От массы сливаемого бензина это составит:

3.29. Кроме измерений в резервуарах и отбора проб из них до и после их заполнения проводится также измерения в танках судов и отбор проб из них по ГОСТ 2517-80. Отобранные пробы из судна опечатываются представителями пароходства и нефтебазы и хранятся на нефтебазе до окончательной сдачи нефтепродукта вместе с капитанской пробой.

Способы определения массы нефтепродукта в пунктах выгрузки и погрузки должны быть равноценными. В тех случаях, когда грузоотправитель определял массу груза по измерениям в судне, грузополучатель кроме измерений в судне проводит измерения принятой массы нефтепродукта в резервуаре.

Независимо от длины трубопровода принятые из судов и отгружаемые нефтепродукты можно определять по счетчикам жидкости массовым или объемным способом, обеспечивающим погрешность измерения соответственно не более +/- 0,5% и +/- 0,25%.

3.30. Остаток нефтепродукта после слива измеряется в танках судна совместно грузополучателем и представителем пароходства с оформлением акта формы ГУ-36.

3.31. Масса нефтепродуктов в береговых резервуарах и трубопроводах определяется до и после проведения операции.

3.32. При определении массы нефтепродуктов в судах измеряется уровень и объем нефтепродукта в каждом танке судна аналогично измерениям в резервуарах.

3.33. Если в пути следования нефтеналивного судна производится перевалка, паузка или частичная сдача нефтепродукта в промежуточных пунктах, то ее оформляют актом перевалки (паузки) по форме ГУ-10 и делают отметку в накладной и дорожной ведомости.

Грузополучатель, получивший нефтепродукт при паузке, сообщает в 5-дневный срок о массе принятого нефтепродукта грузоотправителю и конечному грузополучателю.

По прибытии судна в конечный пункт назначения грузополучатель и представитель пароходства обязаны сверить общее количество сданного нефтепродукта в каждом пункте с массой, отгруженной по накладной грузоотправителя.

3.34. По требованию получателя, заявленному до начала выгрузки, нефтепродукты принимаются с участием пароходства в случаях, если:

- нефтепродукты прибыли в судне с поврежденными грузовыми отсеками или пломбами;

- нефтепродукты подогреваются до и в течение выгрузки с помощью переносных систем, в том числе "острым паром", или судовой стационарной, но неисправной системой подогрева;

- в пункте отправления масса нефтепродуктов определялась с участием пароходства.

3.35. По прибытии нефтеналивного судна в пункт назначения капитаном (шкипером) вручаются сопроводительные документы, а также капитанская проба и проба грузоотправителя представителям нефтебазы и пароходства.

3.36. Представителями нефтебазы и пароходства измеряется уровень нефтепродукта (в судне или резервуаре), определяется масса подтоварной воды и отбираются пробы из прибывшего судна по ГОСТ 2517-80.

В случае, когда подтоварной воды окажется больше, чем указано в накладной, из обводненных танков отбирается проба, и она анализируется отдельно. По данным анализа этих проб определяется масса обводненного нефтепродукта в танках.

3.37. При бортовой перегрузке нефтепродукта (из одного судна в другое) пробы отбираются из выкачиваемого судна, а поданное под погрузку нефтеналивное судно должно быть подготовлено в соответствии с требованиями ГОСТ 1510-84.

3.38. Если высоковязкие мазуты выгружаются после разогрева "острым паром" или неисправным паропроводом нефтеналивного судна, то качество устанавливается анализом проб, отобранных из резервуаров.

3.39. Если судно с нефтепродуктом прибыло под выгрузку в аварийном, грузотечном или водотечном состоянии, после бортовой перевалки и паузки, при необходимости разогрева нефтепродукта "острым паром", нефтебаза принимает нефтепродукты только по измерениям в резервуарах независимо от того, каким способом определялась масса нефтепродукта в пункте погрузки, с заявлением об этом пароходству до выгрузки.

Если нефтепродукты после выкачки из судна или при сдаче с проверкой массы и качества по резервуарам окажутся нестандартными по содержанию воды и механических примесей и потребуют отстоя, то измерительный люк, все краны и задвижки пломбируются пломбами пароходства на срок отстоя:

3.40. Грузополучатель в период навигации обязан проводить взаиморасчеты с грузоотправителем за каждый судорейс с учетом массы принятого нефтепродукта по измерениям в резервуарах и с применением соответствующих норм естественной убыли.

3.41. По результатам перевозок за навигацию между пароходством, грузополучателем и грузоотправителем проводятся сальдированные расчеты с включением в них судорейсов, в которых масса перевезенных нефтепродуктов определялась с участием пароходства (при паузке, выгрузках в нескольких пунктах, наличии остатков в судах).

Сроки проведения и окончания сальдированных расчетов за навигацию устанавливаются госкомнефтепродуктами союзных республик в зависимости от срока представления ими годового отчета.

3.42. При доставке на нефтебазу нефтепродуктов в автоцистернах по ее прибытии проверяется наличие и целостность пломб, техническое состояние автоцистерны, определяется полнота заполнения цистерны и соответствие нефтепродукта, указанному в товарно-транспортной накладной, предъявленной водителем.

3.43. Масса нефтепродукта в автоцистерне определяется взвешиванием на автомобильных весах или объемно-массовым методом, а нефтепродуктов, расфасованных в тару, - взвешиванием или по трафаретам тары (если нефтепродукты в заводской упаковке).

3.44. Порядок приемки (сдачи) нефтепродуктов по нефтепродуктопроводам обусловливается договорами, заключаемыми между принимающими и отпускающими нефтепродукты предприятиями системы Госкомнефтепродукта СССР (нефтебазами, головными перекачивающими станциями магистральных нефтепродуктопроводов).

3.45. Нефтебазы получают нефтепродукты от магистральных нефтепродуктопроводов по отводящим распределительным трубопроводам.

Распределительные трубопроводы и находящийся в нем нефтепродукт до выходной задвижки на территорию нефтебазы принадлежит магистральному нефтепродуктопроводу.

3.46. Масса нефтепродуктов, поступивших по распределительным трубопроводам, определяется совместно представителями нефтебазы и трубопроводного управления по измерениям в резервуарах нефтебазы. При этом трубопровод должен быть полностью заполнен до и после товарной операции.

4.1. На всех нефтебазах и в цехах, занятых перевалкой нефтепродуктов, ежедневно ведется учет нефтепродуктов с записью в журнале измерений нефтепродуктов в резервуарах по форме N 17-НП (Приложение 7) по каждому резервуару в отдельности с отражением всех операций, проводимых каждой сменой.

Страницы журнала нумеруются и скрепляются печатью и подписью руководства нефтебазы.

4.2. Точность определения массы нефтепродуктов при товарно-транспортных операциях должна обеспечиваться:

- правильным составлением градуировочных таблиц на резервуары и транспортные средства (нефтеналивные суда, железнодорожные и автомобильные цистерны, трубопроводы);

- правильным определением неровности днищ и уклонов резервуаров;

- применением исправных и поверенных средств измерений (рулеток, метроштоков и т.п.);

- погрешностью измерения уровня, плотности и температуры в резервуарах нефтебаз и цехов после отстоя нефтепродукта не менее 2 часов;

- правильным определением содержания воды в нефтепродуктах и подтоварной воды;