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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Правила пожежної безпеки в Україні, затверджені Управлінням Державної пожежної охорони МВС України 14.06.95;

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

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

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

ДСТУ 1.0-93 Державна система стандартизації. Основні положення;

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

ДСТУ 2681-94 Метрологія. Терміни та визначення;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ГОСТ 2477-65 Нефтепродукты. Метод определения содержания воды;

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

ГОСТ 3900-85 Нефтепродукты. Методы определения плотности;

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

ГОСТ 7328-82 Гири общего назначения;

ГОСТ 7502-89 Рулетки измерительные металлические. Технические условия;

ГОСТ 9018-89 Колонки топливораздаточные. Технические условия;

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

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

ГОСТ 21046-86 Нефтепродукты отработанные. Общие технические условия;

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

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

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

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

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

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

МИ 1864-88 ГСИ Колонки топливораздаточные. Методика поверки;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4.1.1. Загальні положення

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

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

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

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

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

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

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

4.1.2. Методи та засоби вимірювальної техніки нафти і нафтопродуктів

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

4.1.2.2. Границі відносної похибки методу:

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

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

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

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

Границі відносної похибки методу:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4.1.2.5. Для повірки разом з градуювальними таблицями повинні надаватись:

акт та протокол вимірювань розмірів резервуарів;

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

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

таблиця середніх значень місткості дрібних частин сантиметра кожного поясу резервуара.

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

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

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

Організації, що проводять градуювання резервуарів, повинні бути акредетовані органами Держстандарту України згідно з Законом України "Про метрологію та метрологічну діяльність".

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

Градуювальну таблицю затверджує териториальний орган Держстандарту України.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рівень нафти і нафтопродуктів у залізничних цистернах вимірюють вручну метроштоками.

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

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

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

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

Технічна характеристика засобів вимірювальної техніки наведена в таблиці 1.

Таблиця 1. Технічна характеристика засобів вимірювальної техніки

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

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

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

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

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

Стрічку рулетки або метрошток піднімають вертикально, не допускаючи зміщення її убік, щоб уникнути спотворення лінії змочення на стрічці рулетки. Відлік на стрічці рулетки або шкалі метроштока провадять з точністю до 1 мм зразу ж після появи змоченої частини стрічки рулетки чи метроштока над замірним люком.

Рівень нафти і нафтопродукту потрібно вимірювати двічі і за виявлення розходження у вимірах понад 1 мм вимірювання слід повторити, із трьох найближчих вимірів взяти середній показник виміру.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

У цьому випадку середня температура нафтопродукту обчислюється за формулою:

4.1.2.26. Для горизонтальних циліндричних резервуарів діаметром понад 2500 мм температура, виміряна в кожній точечній пробі, обчислюється за формулою:

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

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

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

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

4.1.2.31. Масу зданої (прийнятої) нафти або нафтопродуктів у місткості визначають за формулою:

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

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

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

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

Місткість трубопроводу визначають за градуювальною таблицею.

4.1.2.35. Сумарний об'єм нафти або нафтопродуктів у лінійній частині магістрального трубопроводу та технологічних трубопроводах, приведений до атмосферного тиску, визначають за формулою:

Коефіцієнт К визначають за формулою:

Значення поправочних коефіцієнтів K1 та K2 залежно від діаметра трубопроводу, тиску та значень Е,а наведені у додатках 9, 10 Інструкції з обліку нафтопродуктів на підприємствах нафтопродуктопроводів, затвердженої об'єднанням "Укрнафтопродукт", 1994.

Якщо зустрічаються діаметри трубопроводу або тиску, не зазначені у додатках 9 і 10, то значення коефіцієнтів K1 та K2 можуть бути визначені розрахунком за наведеною вище формулою.

Перед визначенням маси нафти та нафтопродукту технологічні трубопроводи мають бути повністю заповнені. Контроль за їх заповненням ведеться за допомогою повітряних кранів, установлених на підвищених ділянках трубопроводу.

4.1.2.36. За наявності самопливних ділянок об'єм нафти або нафтопродуктів визначають згідно з Інструкцією з обліку нафтопродуктів на підприємствах нафтопродуктопроводів (додаток 11).

4.1.2.37. Густину нафти або нафтопродукту, що знаходиться у лінійній частині магістрального трубопроводу та в технологічних трубопроводах, під час перекачування одного виду і марки визначають як середнє значення густини на початку та в кінці ділянки трубопроводу на час проведення інвентаризації. У разі послідовного перекачування різних видів і марок продуктів густина кожного визначається шляхом перерахунку густини при 20 град.С за паспортом на фактичну температуру нафти або нафтопродукту в трубопроводі.

4.1.2.38. Температура нафти або нафтопродукту в лінійній частині трубопроводу визначається вимірюванням температури в місцях визначення їх густини з наступним усередненням.

4.1.2.39. Масу нафти або нафтопродукту визначають множенням об'єму на їх середню густину, яка визначена при тій же температурі, що й об'єм.

Масу нафти за вузлом обліку визначають згідно з "Инструкцией по учету нефти при ее транспортировке", А/К "Транснефть", 1995.

4.1.2.40. Якщо на час інвентаризації на ділянці магістрального нафто - і нафтопродуктопроводу виявлені різні види і марки нафти або нафтопродуктів, масу кожного з них визначають за масою закачаних у трубопровід партій із врахуванням скиду на пунктах здачі, скиду і підкачування на проміжних станціях та нормативних природних втрат під час транспортування нафти або нафтопродуктів, що міститься у трубопроводі.

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

Границя відносної похибки методу:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4.1.3. Приймання нафти і нафтопродукту

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

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

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

До претензії щодо виявлення нестачі додаються:

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

пакувальні ярлики, укладені в кожну тару;

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

пломби від тари, у якій виявлена нестача;

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

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

документ, що має дані щодо проведених вимірювань.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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