Инструкция О Порядке Поступления, Транспортировки, Хранения, Отпуска И Учета Нефти

ИНСТРУКЦИЯ о порядке поступления, транспортировки, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на предприятиях и в организациях Украины утверждена Приказом Госнефтегазпрома, Министерства экономики, Министерства транспорта, Госстандарта, Госкомстата Украины от 02.04.98 №81/38/101/235/122, зарегистрирована в Минюсте 07.10.99 №185/3978 1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ Инструкция устанавливает единый порядок приемки, транспортировки, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов, проведения учетно-расчетных операций и применяется на предприятиях и в организациях Украины, которые занимаются нефтепродуктообеспечением. Требования Инструкции являются обязательными для предприятий - потребителей и граждан - субъектов предпринимательской деятельности, которые действуют на территории Украины и занимаются приобретением, транспортированием, хранением, отпуском нефти и нефтепродуктов независимо от форм собственности и видов деятельности. ^ 2 ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ Закон України "Про метрологію та метрологічну діяльність" від 11.02.98 №113/98-ВР. Постанова Кабінету Міністрів України від 3.04.93 №250 "Про затвердження Положення про організацію бухгалтерського обліку і звітності в Україні"; Положення про порядок розрахунків за нафтопродукти на автозаправних станціях загального користування Держнафтогазу України від 10.05.94; Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировке, Госснаб СССР, Постановление от 26.03. 86 №40 (далее - Нормы естественной убыли); Інструкція по інвентаризації основних засобів, нематеріальних активів, товарноматеріальних цінностей, грошових коштів і документів та розрахунків (утверждена приказом Министерства финансов Украины от 11.08.94 №69 и зарегистрирована в Минюсте Украины 26.08.94 за №202/412 с изменениями и дополнениями от 05.12.97 №267, зарегистрированными в Минюсте Украины 18.12.97 за №601/2405 (далее - "Інструкція по інвентаризації"); Інструкція з обліку нафтопродуктів на підприємствах нафтопродуктопроводів. Укрнафтопродукт, 1994; Правила перевозок грузов, ч. 1, с изменениями и дополнениями. М., "Транспорт", МПС СССР, 1983 г., (далее - "Правила перевозок грузов"); Правила перевозок грузов, ч. 1,2, с изменениями и дополнениями. М., "Транспорт", МПС РСФСР, 1979; Правила технічної експлуатації та охорони праці на стаціонарних, контейнерних і пересувних автозаправних станціях (утверждены приказом УО "Укрнефтепродукт" от 01.04.98 №19); Правила технічної експлуатації та охорони праці на нафтобазах (утверждены приказом УО "Укрнефтепродукт" от 1.04.98 №19); Правила користування засобами вимірювальної техніки в сфері торгівлі (утверждены приказом Госстандарта Украины от 20.09.96 №393 и зарегистрированы Минюстом Украины 30.09.96 №561/1586); Правила пожежної безпеки в Україні (утверждены Управлением Государственной пожарной охраны МВД Украины от 14.06.95); Посібник по розрахунку кількості суміші різносортних нафтопродуктів при послідовній перекачці в розгалужених нафтопродуктопроводах. Укрнафтопродукт, 1994; Типові форми первинної облікової документації (утверждены приказом Минстата Украины от 21.06.96 №193 (далее - Типовые формы первичной учетной документации); Типові форми єдиної первинної транспортної документації (утверждены совместным приказом Министерства транспорта Украины и Министерства статистики Украины от 29.12.95 № 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 та 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 контроля их параметров; МИ 1823-87 ГCИ. 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 бестарных 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 Метрология. Автоцистерны калиброванные. Методы и способы поверки; РД 39-30-678-82 Инструкция по учету нефти на магистральных нефтепроводах; РД 39-5-770-82 Инструкция по определению количества нефти на автома-тизированных узлах учета с турбинными счетчиками при учетно-расчетных операциях; РД 50-156-79 Методические указания. Определение вместимости и градуировка железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до 30000 м3 геометрическим методом. ^ 3 ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ ППОН - предприятие, организация и субъект частной собственности по обеспечению нефтепродуктами; ПМНПП - предприятие магистральных нефтепродуктопроводов; РУМНПП - районное управление магистральных нефтепродуктопроводов; ПНТ - предприятие нефтепроводного транспорта; ТТО - товарно-транспортный отдел; ПСП - приемо-сдаточный пункт; АЗС - автозаправочная станция; СОН - смесь отработанных нефтепродуктов; ТТН - товарно-транспортная накладная; НДС - налог на добавленную стоимость; РСВ - резервуары стальные вертикальные; РСГ - резервуары стальные цилиндрические горизонтальные. Масса брутто - масса нефти или нефтепродуктов и масса балласта. Масса балласта - общая масса воды, солей и механических примесей в нефти или масса воды в нефтепродуктах; Масса нетто - масса нефти (или нефтепродуктов), показатели качества которой отвечают требованиям нормативной документации, определяется как разность массы брутто и массы балласта. ^ ПОРЯДОК ПРИЕМКИ, ТРАНСПОРТИРОВКИ, ХРАНЕНИЯ, ОТПУСКА И УЧЕТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ 4.1. ПОРЯДОК ПРИЕМКИ, ТРАНСПОРТИРОВКИ, ХРАНЕНИЯ, ОТПУСКА И УЧЕТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЯ ^ 4.1.1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 4.1.1.1 Учет нефти и нефтепродуктов на предприятиях по обеспечению нефтепродуктами (ППОН), предприятиях нефтепродуктопроводного транспорта (ПНТ) и наливных пунктах ведется в единицах массы, а на автозаправочных станциях (АЗС) - в единицах объема. Для обеспечения достоверности и единого измерения массы нефти, нефтепродуктов, а также контроля за их качеством ППОН, ПНТ, АЗС должны иметь необходимое оборудование и средства измерительной техники, допущенные к употреблению Госстандартом Украины, а также действующее клеймо или свидетельство о государственной поверке. Количество нефти и нефтепродуктов определяется одним из методов, предусмотренных ГОСТ 26976. 4.1.1.2 Средства измерительной техники, находящиеся в эксплуатации, подлежат поверке, которая удостоверяется свидетельством о поверке или оттиском поверочного клейма в паспорте средств измерительной техники. В соответствии с Законом Украины "Про метрологію та метрологічну діяльність" поверка осуществляется только лицами, аттестованными органами Госстандарта как поверители. 4.1.1.3 Перечень средств измерительной техники нефти и нефтепродуктов и периодичность их поверки устанавливается органами Госстандарта Украины. 4.1.1.4 Ответственность за комплектность и исправное состояние средств измерительной техники возлагается на руководителей предприятий и организаций, которые, в свою очередь, приказом назначают лиц для осуществления ежедневного контроля за средствами измерительной техники. При этом ответственные лица в своей работе должны руководствоваться нормативными документами, приведенными в данной Инструкции. Руководители, лица, которые отвечают за состояние измерений и состояние средств измерительной техники, а также лица, которые осуществляют измерения количества нефти и нефтепродуктов, несут административную ответственность согласно административному и уголовному законодательствам Украины. 4.1.1.5 В процессе своей деятельности предприятия нефтепродуктообеспечения должны руководствоваться "Правилами технічної експлуатації та охорони праці на нафтобазах", "Правилами технічної експлуатації та охорони праці на стаціонарних, контейнерних і пересувних автозаправних станціях", "Інструкцією з обліку нафтопродуктів на підприємствах нафтопродуктопроводів", "Нормами естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировании", действующей нормативной документацией по этим вопросам и данной Инструкцией. ^ 4.1.2 МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ ТЕХНИКИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ОБЪЕМНО-МАССОВЫЙ СТАТИЧЕСКИЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ 4.1.2.1 Этим методом определяется масса нефти и нефтепродуктов по их объему, плотности и температуре. Объем нефти и нефтепродуктов определяется с помощью градуировочных таблиц и средств измерительной техники уровня нефтепродуктов в резервуарах, железнодорожных и автомобильных цистернах, танках судов или по полному объему указанных емкостей. 4.1.2.2 Предел допустимой погрешности метода: ±0.5% - при измерении массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и больше, а также массы нетто битумов; ±0.8% - при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов. Значения относительной погрешности метода в конкретных случаях его применения должны определяться в соответствии с ГОСТ 26976. ^ ОБЪЕМНО-МАССОВЫЙ ДИНАМИЧЕСКИЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ 4.1.2.3 Этим методом определяется масса нефти и нефтепродуктов непосредственно в нефте- и нефтепродуктопроводах. По этому методу объем нефти и нефтепродуктов измеряют при помощи объемных счетчиков, имеющих класс точности не ниже 0,5. Предел допустимой погрешности метода: ±0.25% - при измерении массы брутто нефти; ±0.35% - при измерении массы нетто нефти; ±0.5% - при измерении массы нетто нефтепродуктов от 100 т и больше; ±0.8% - при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов. Значения относительной погрешности метода в конкретных случаях его применения должны определяться в соответствии с ГОСТ 26976. ^ ПРОВЕДЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ 4.1.2.4 Объем нефти и нефтепродуктов определяется в стационарных резервуарах, транспортных мерах полной вместимости и технологических трубопроводах, отградуированных в соответствии с требованиями действующих нормативных документов Госстандарта. Резервуары стальные вертикальные (РСВ) со стационарными плавающими покрітиями и понтонами емкостью от 100 до 50000 м3 должны быть отградуированы по МИ 1823, резервуары вертикальные цилиндрические железобетонные со сборной стенкой вместимостью от 50 до 30000 м3 - по РД 50-156, резервуары стальные горизонтальные емкостью от 5 до 100 м3 - согласно ГОСТ 8.346. Технологические нефте- и нефтепродуктопроводы должны градуироваться в соответствии с "Методическими указаниями по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод", утвержденными Главным управлением по транспортировке и обеспечению нефтью и нефтепродуктами РСФСР от 15.11.77 г. Резервуары, которые предназначены для учетно-расчетных операций, должны предоставляться органам Госстандарта Украины для поверки. Поверка резервуаров должна осуществляться в соответствии с ДСТУ 2708, ГОСТ 8.346 и МИ 1823. Межповерочный интервал - не реже 1 раза в 5 лет. 4.1.2.5 Для поверки вместе с градуировочными таблицами должны предоставляться: акт и протокол измерений размеров резервуаров; акты измерений базовой высоты и неровностей днища по формулам, приведенным в МИ 1823; данные о массе понтона и уровне его установки от днища резервуара; таблица средних значений емкости дробных частей сантиметра каждого пояса резервуара. В градуировочных таблицах указываются величины, на которые внесены поправки при их расчетах. 4.1.2.6 Для проведения градуирования и расчетов градуировочных таблиц должен привлекаться специально обученный персонал. В случаях применения электронно-вычислительных машин программы расчета градуировочных таблиц измерений объема жидкости должны пройти метрологическую аттестацию в территориальном органе Госстандарта Украины. Организации, проводящие градуирование резервуаров, должны быть аккредитованы органами Госстандарта Украины согласно Закону Украины "Про метрологію та метрологічну діяльність". 4.1.2.7 После каждого капитального ремонта и изменений вместимости резервуара вследствие изменения объема внутреннего оборудования должно проводиться повторное градуирование и поверка резервуара. Градуировочную таблицу утверждает территориальный орган Госстандарта Украины. 4.1.2.8 На каждом резервуаре должна быть указана базовая высота (высотный трафарет) - расстояние от днища резервуара до верхнего среза кромки измерительного люка. Поправку на емкость вертикального резервуара за счет неровностей днища (коррекцию) необходимо определять в сроки, установленные действующими нормативными документами (МИ 1823). Базовая высота и неровности днища вертикального резервуара, уклон корпуса горизонтального резервуара контролируются метрологической службой. Результаты измерений оформляются протоколом, форма которого установлена МИ 1823 (Приложение 1). 4.1.2.9 Объем нефтепродукта в транспортных мерах полной вместимости (автоцистернах, прицеп-цистернах и полуприцеп-цистернах) должен определяться по полной емкости, указанной в свидетельстве о поверке (государственной метрологической аттестации транспортной меры), осуществляемой территориальным органом Госстандарта Украины. Поверка калиброванных транспортных мер полной вместимости осуществляется органами Госстандарта согласно действующим нормативным документам. 4.1.2.10 Объем нефти и нефтепродукта в железнодорожных цистернах должен определяться с применением посантиметровых градуировочных таблиц и средств измерительной техники для определения уровня (метроштоки) в зависимости от типа цистерны. Объем нефти и нефтепродукта в случаях, когда его уровень в железнодорожной цистерне измерен в долях сантиметра, должен определяться расчетным методом интерполяции. Уровень мазута измеряют с погрешностью не более ±5мм. Полученный результат округляют до целого сантиметра (п. 7 МИ-2092). 4.1.2.11 Количество нефти и нефтепродуктов при приемке и наливе нефтеналивных судов должно определяться по измерениям в резервуарной емкости ППОН (при длине береговых трубопроводов до двух километров) или по измерениям в танках наливных судов с использованием их градуировочных таблиц (при длине береговых трубопроводов свыше двух километров). 4.1.2.12 Уровень нефти и нефтепродукта в резервуарах должен измеряться металлическими рулетками с лотом, метроштоками или стационарными уровнемерами, обеспечивающими измерения с установленной нормой точности. Уровень нефти и нефтепродуктов в железнодорожных цистернах измеряют вручную метроштоками. Перед измерением уровня нефти и нефтепродуктов в вертикальных и горизонтальных резервуарах проводится проверка базовой высоты (высотного трафарета). Результат измерения базовой высоты сравнивают с отмеченной на резервуаре величиной базовой высоты, которая не должна отличаться на величину более 0.1%. При измерении в горизонтальных резервуарах нижний конец метроштока или лота рулетки должен попадать на нижнюю образующую резервуара. При учетно-расчетных операциях запрещается пользоваться средствами измерения уровня, которые не прошли поверку или метрологическую аттестацию в органах Госстандарта согласно ДСТУ 2708 или ДСТУ 3215. Техническая характеристика средств измерения приведена в табл. 1. Таблица 1 ^ Техническая характеристика средств измерительной техники № ^ Средства измерительной техники Стандарт, ТУ Границы измерений Погрешность 1 Рулетка с лотом ГОСТ 7502 0-10 м, 0-20 м Согласно п. 2 ГОСТ 7502 для 2 и 3-го класса точности 2 Метроштоки типа МШЗД- КИФ ТУУ 22904204 - 002- 96 0-3300 м По всей длине ±2мм, от начала до середины шкалы ±1мм 3 Метроштоки типа МШЗД-КИФ ТУУ 22904204 - 002 - 96 0-4100 м По всей длине ±2мм, от начала до середины шкалы ±1мм 4 Метроштоки типа МША-К ТУУ 03972620 - 001 - 96 0-1700 м По всей длине ±2мм, от начала до середины шкалы ±1мм 5 Метроштоки типа МША-К ТУУ 03972620 - 001 - 96 0-3300 м По всей длине +2мм, от начала до середины шкалы ±1мм 6 Метроштоки типа МША-К ТУУ 03972620 - 001 - 96 0-4300 м По всей длине ±2мм, от начала до середины шкалы ±1мм 7 Метроштоки типа МШР ТУУ 112 РСФР 029 0-3300 м По всей длине ±2мм, от начала до середины шкалы ±1мм 8 Уровнемеры ГОСТ 28725 0-12 м, 0-20 м Согласно ГОСТ 28725

(выдержки из Инструкции о порядке поступления, транспортировки, хранения, отпуска и учёта нефти и нефтепродуктов на предприятиях и в.

20.05.2009г принята новая Инструкция о порядке приемки, транспортировки, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на.

ИНСТРУКЦИЯ О ПОРЯДКЕ ПОСТУПЛЕНИЯ, ХРАНЕНИЯ, ОТПУСКА И Инструкция устанавливает порядок учета нефти и нефтепродуктов, Сбор, приемка, хранение и транспортировка отработанных нефтепродуктов.

9.1. В соответствии с Положением о бухгалтерскихотчетах и балансах инвентаризация.

Инструкция о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР (утв. письмом Госкомнефтепродукта СССР от 15 августа 1985 г. № 06/21-8-446) Приемка и отпуск нефтепродуктов на АЗС Порядок приема (передачи) смены на АЗС Составление сменных отчетов АЗС 7. Смешение нефтепродуктов 8. Сбор, приемка, хранение и отпуск отработанных нефтепродуктов 9. Инвентаризация нефти и нефтепродуктов Приложение № 1 Номенклатурный перечень средств измерений, подлежащих обязательной государственной поверке Приложение № 2 Перечень нормативно-технической документации, используемой при учетно-расчетных операциях Приложение № 3 Акт №______ приемки (передачи) нефтепродуктов от нефтеперерабатывающего завода от_______19__г. Приложение № 4 Акт № ______ приемки нефтепродуктов по количеству от_________19__г. Приложение № 5 Журнал учета поступивших нефтепродуктов по_________нефтебазе Приложение № 6 Акт №______ приемки (сдачи) нефтепродуктов по трубопроводу от_________19__г. Приложение № 7 Журнал изменений нефтепродуктов в резервуарах Приложение № 8 Ведомость №_______ налива и отгрузки нефтепродуктов_________ Приложение № 9 Этикетка на отобранную пробу нефтепродукта Приложение № 10 Карточка №______ учета исполнения договора (наряда, заказа) №______ Приложение № 11 Заказ на доставку нефтепродуктов Приложение № 12 Суточный приказ на доставку нефтепродуктов №______ Приложение № 13 Направление на отгрузку нефтепродуктов Приложение № 14 Акт приемки (сдачи) нефтепродуктов по трубопроводу на автозаправочную станцию от "___"_____19__г. Приложение № 15 Журнал учета поступивших нефтепродуктов по АЗС №_____ Приложение № 16 Приложение № 17 Акт №______ о смешении нефтепродуктов от "___"____19__г. Приложение № 18 Накладная №_____ "___"_____19__г. на принятые отработанные нефтепродукты Приложение № 19 Журнал учета приемки, реализации и использования отработанных нефтепродуктов по______________нефтебазе за 19__год Приложение № 20 Распоряжение о проведении инвентаризации №______от "___"_____19_ г. Приложение № 21 Книга контроля за выполнением распоряжений о проведении инвентаризации Приложение № 22 Ведомость наличия нефтепродуктов в технологических трубопроводах по состоянию на"___"_______19__г. Приложение № 23 Инвентаризационная опись нефти и нефтепродуктов №______от "___"______19_ г. Приложение № 24 Сличительная ведомость результатов инвентаризации нефтепродуктов на "___"__________19_ г. Приложение № 25 Расчет естественной убыли нефтепродуктов, находящихся на ответственном хранении у_______________________ (должность, Ф.И.О.) за период с"___"___19__г. по"___"_____19__ г. Приложение № 26 Инвентаризационная опись наличия____________________________ (наименование нефтепродукта) в судах на "___"_____________________19__г. (день инвентаризации) 1. Общие положения 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. Приборы и средства измерения 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. 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 № 1 и 2. Проведение измерений 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: (2.1) где N - уклон оси резервуара; l - расстояние от точки измерения уровня до середины резервуара, мм; знак (-) - если уклон в сторону люка; -"- (+) - если уклон от люка. (2.4) 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: Приемка нефтепродуктов от нефтеперерабатывающих заводов 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 № 161, и Особыми условиями поставки нефтепродуктов предприятиями - изготовителями нефтеснабсбытовым организациям, утвержденными Постановлением Госснаба СССР и Госарбитража СССР от 06.03.75 № 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). 3.13. Нефтебазы и наливные пункты, не имеющие своих резервуаров, наливных эстакад и причалов, принимают нефтепродукты совместно с представителями завода в резервуарах завода и сдают их заводам на ответственное хранение. Принятая масса нефтепродуктов оформляется актом той же формы № 16-НП (Приложение 3). В этом случае в конце акта делается запись: "Указанное количество нефтепродуктов принято цехом______________________________________________ ________________ нефтеперерабатывающего завода на ответственное хранение", что подтверждается подписями лиц, принявшими и сдавшими нефтепродукты на ответственное хранение, и заверяется печатями организаций. 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. Приемка нефтепродуктов, поступивших железнодорожным транспортом 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 № 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 потупивших нефтепродуктов по форме № 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: %, что является бесконечно малой величиной по сравнению с погрешностью измерений массы в резервуарах и судах. Следовательно, погрешность измерения массы слитого бензина по измерениям в резервуарах не выйдет за пределы +/- 0,5 %. 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. Приемка нефтепродуктов, поступивших по нефтепродуктопроводам 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. Результаты приемки (сдачи) нефтепродуктов по нефтепродуктопроводам оформляются актом формы № 14-НП (Приложение 6). 3.47. По окончании приемки задвижки на распределительном трубопроводе пломбируются пломбами магистрального нефтепродуктопровода. Отпуск нефтепродуктов автомобильным транспортом 5.18. Нефтебазы отпускают нефтепродукты потребителям в строгом соответствии с выделенными фондами по нарядам на поставку нефтепродуктов, поступающих от территориальных (областных) управлений или госкомнефтепродуктов союзных республик. 5.19. Наряд предназначен для поставки выделенных фондов на нефтепродукты прикрепленным потребителям. 5.20. На основании наряда каждому потребителю открывается карточка учета исполнения договора (наряда, заказа) формы № 20-НП (Приложение 10), в которой отражается масса отпущенных нефтепродуктов и все изменения по фондам. Данные о поставке нефтепродуктов заносятся в карточку на основании товарно-транспортных накладных или накладной на отпуск талонов на нефтепродукты по форме № 2-НП. 5.21. В том случае, когда потребитель представляет нефтебазе заказ на централизованную доставку нефтепродуктов в течение месяца (с разбивкой по декадам и дням), составляется форма № 21-НП (Приложение 11), на основании которой нефтебаза составляет график отгрузки нефтепродуктов. 5.22. Ежедневно на основании графика отгрузки составляется, суточный приказ на доставку нефтепродуктов по форме № 22-НП (Приложение 12). Суточный приказ составляется в двух экземплярах работником нефтебазы и передается в фондовую группу для отметки о наличии у потребителей фондов. Один экземпляр передается для выписки товарно-транспортной накладной, а второй - остается в фондовой группе для контроля. После отгрузки нефтепродуктов в суточном приказе проставляются номера товарно-транспортных накладных и масса фактической отгрузки за день. 5.23. Нефтепродукты потребителям доставляются централизованно или самовывозом. 5.24. Автоцистерны с нефтепродуктами должны пломбироваться нефтебазой в соответствии с действующими правилами перевозок (по ГОСТ 1510-84), за исключением тех случаев, когда нефтепродукты вывозятся автотранспортом получателя (самовывозом). При этом пломбированию подлежат автоцистерны, в которых перевозятся автобензин марок А-76, АИ-93 и А-98. 5.25. Нефтебазы по согласованию с потребителем и с разрешения своей вышестоящей организации, могут производить поставку нефтепродуктов в счет выделенных фондов с других нефтебаз своего управления. На такую поставку нефтебаза - фондодержатель выдает направление на отгрузку нефтепродуктов по форме № 23-НП (Приложение 13) в двух экземплярах. Первый экземпляр направления служит основанием для выдачи потребителю соответствующих нефтепродуктов и внутрисистемных расчетов, а второй - для расчетов за автоперевозки между потребителем и нефтебазой - фондодержателем. 5.26. По требованию потребителя может проводиться выборочное контрольное взвешивание расфасованных нефтепродуктов. При отсутствии расхождений в измерении массы брутто с указанной на таре масса нефтепродукта определяется по трафарету тары. 5.27. Нефтепродукты отпускаются в технически исправную тару потребителей (самовывозом) по предъявлении ими доверенности. Приемка и отпуск нефтепродуктов на АЗС 6.1. Приемка всех нефтепродуктов, поступающих на АЗС в автоцистернах, а также нефтепродуктов, расфасованных в мелкую тару, производится по товарно-транспортной накладной. 6.2. Перед сливом нефтепродуктов оператор автозаправочной станции обязан: убедиться в исправности резервуара и его оборудования, технологических трубопроводов и правильности функционирования запорной арматуры при ее переключении; измерить уровень нефтепродукта в резервуаре для определения остатка и вместимости принимаемого груза; убедиться в наличии и исправности средств пожаротушения, правильности заземления автоцистерны и исправности ее сливного устройства; принять меры по предотвращению разлива нефтепродукта; убедиться, что двигатель автоцистерны выключен (при сливе самотеком или насосом АЗС); прекратить заправку машин из резервуара до окончания слива в него нефтепродукта из цистерны; проконтролировать уровень наполнения автоцистерны, при этом автоцистерна должна быть заполнена по планку; отобрать пробу и измерить температуру нефтепродукта в цистерне; проконтролировать с помощью водочувствительной ленты (или пасты) наличие в автоцистерне подтоварной воды. Примечание. В случае пломбирования автоцистерны проверка подтоварной воды не производится, а проверяется сохранность пломб. 6.3. Полученные результаты измерения температуры продукта в автоцистерне должны быть отмечены в товарно-транспортной накладной и сменном отчете (графа 9 на обороте отчета). Выявленные при этом расхождения между данными, указанными в товарно-транспортной накладной и полученными при измерении, не должны превышать коэффициента, учитывающего объемное расширение (сжатие) продукта от измерения температуры. 6.4. Объем и масса нефтепродуктов, принятых на АЗС из железнодорожных цистерн, определяются путем измерения уровня, плотности и температуры нефтепродуктов в цистернах, а также установления наличия подтоварной воды. Отсчет уровня должен проводиться с точностью 1 мм, плотности - 0,5 кг/куб. м (0,0005 г/куб. см), температуры - 0,5 °С. 6.5. Нефтепродукты сливаются из цистерн через сливной фильтр самотеком или под напором. Слив нефтепродукта должен контролироваться оператором от начала и до конца слива. 6.6. Запрещается принимать нефтепродукты на АЗС в случае: неисправности сливного устройства автомобильной или железнодорожной цистерны; отсутствия или нарушения пломбировки железнодорожной цистерны; неправильного оформления товарно-транспортной документации. 6.7. Нефтепродукты, доставленные на АЗС в автомобильных и железнодорожных цистернах, должны быть слиты полностью. Оператор, принимающий нефтепродукты, должен лично убедиться в этом, осмотрев цистерны после слива. 6.8. В процессе приема нефтепродуктов оператор обязан следить за уровнем продукта в резервуаре, не допуская переполнения резервуара и разлива нефтепродуктов. 6.9. При отсутствии расхождения между фактически принятым количеством нефтепродукта с количеством, указанным в товарно-транспортной накладной, оператор расписывается в приеме в накладной, один экземпляр которой оставляет на АЗС, а три экземпляра возвращает водителю, поставившему нефтепродукты. 6.10. При выявлении несоответствия поступивших нефтепродуктов товарно-транспортной накладной составляется в трех экземплярах акт на недостачу по форме № 12-НП (Приложение 4), из которых один экземпляр прилагается к сменному отчету, второй - вручается водителю, доставившему нефтепродукты, а третий - остается на АЗС. О недостаче нефтепродукта делается соответствующая отметка на всех экземплярах товарно-транспортной накладной. 6.11. Объем нефтепродуктов, принятых по трубопроводу, товарный оператор нефтебазы* и оператор АЗС в присутствии представителя администрации нефтебазы определяют (до и после перекачки) уровень, температуру нефтепродукта и уровень подтоварной воды в резервуаре АЗС. По окончании перекачки нефтепродукта задвижка на трубопроводе от нефтебазы до АЗС пломбируется представителем администрации нефтебазы, пломбир хранится у руководителя нефтебазы. 6.12. На сданный по трубопроводу нефтепродукт составляется акт по форме № 15-НП (приложение 14) в двух экземплярах, который подписывают товарный оператор, оператор АЗС и представитель администрации нефтебазы. Первый экземпляр акта представляется в бухгалтерию нефтебазы и является основанием для списания нефтепродукта с подотчета материально ответственных лиц нефтебазы, а второй - остается у оператора и прилагается к сменному отчету. 6.13. При приеме нефтепродуктов, расфасованных в мелкую тару, оператор АЗС пересчитывает количество поступивших мест и проверяет соответствие трафаретов данным, указанным в товарно-транспортной накладной. 6.14. Для контроля за поступлением и оприходованием нефтепродуктов на АЗС ведется журнал учета поступивших нефтепродуктов по форме № 24-НП (Приложение 15). Страницы журнала нумеруются и скрепляются печатью. Количество листов в журнале заверяются подписью руководства нефтебазы (комбината, управления). 6.15. При отпуске нефтепродуктов с АЗС операторы АЗС должны руководствоваться инструкциями о порядке учета талонов на нефтепродукты и отпуска нефтепродуктов по талонам, о порядке отпуска и оплаты нефтепродуктов по кредитным картам, о порядке отпуска нефтепродуктов за наличные деньги индивидуальным владельцам транспортных средств, утвержденными Госкомнефтепродуктом СССР. Порядок приема (передачи) смены на АЗС 6.16. При приемке и передаче смены операторы совместно выполняют следующее: - снимают показания указателей суммарного счетчика всех топливомаслораздаточных и смесераздаточных колонок и на их основании определяют объем нефтепродуктов, реализованных потребителям за смену; - измеряют общий уровень нефтепродуктов и уровень подтоварной воды, температуру нефтепродукта в каждом резервуаре; - определяют по результатам измерений объем нефтепродукта, находящегося в резервуарах АЗС; - определяют количество расфасованных в мелкую тару нефтепродуктов и других товаров; - передают по смене остатки денег и разменных талонов; - проверяют с помощью образцовых мерников фактическую погрешность каждой топливораздаточной колонки. Топливо из образцового мерника должно сливаться в баки заправляемых транспортных средств. При проведении государственной поверки колонок разрешается сливать нефтепродукты из образцовых мерников в резервуары АЗС с составлением соответствующего акта. Составление сменных отчетов АЗС 6.17. По окончании каждой смены составляется сменный отчет по форме № 25-НП (Приложение 16). 6.18. В графе 4 отчета приводятся данные об остатках нефтепродуктов на начало смены, показанные в графе 14 отчета предыдущей смены. 6.19. В графе 5 показывается количество поступивших за смену нефтепродуктов, расшифровка которых приводится в графах 1-9 на оборотной стороне отчета. 6.20. В графах 6-9 на основании счетных механизмов топливораздаточных колонок определяется количество отпущенных нефтепродуктов. Количество, показанное в графе 9, должно быть расшифровано в графах 10-17 оборотной стороны отчета. Примечание. В графе 10 оборотной стороны сменного отчета показывается количество отпущенных нефтепродуктов по единым талонам за минусом количества нефтепродуктов по талонам, выданным водителям в порядке "Сдачи". Нефтепродукты по этим талонам (в литрах) показываются справочно в графе 18. 6.21. На основании произведенных измерений остатка нефтепродуктов в резервуарах, а также проверки остатков других товаров определяется фактический остаток нефтепродуктов на конец смены, который отражается в графе 14 отчета. 6.22. В графе 15 показывается расчетный остаток нефтепродуктов на конец смены, определяемый как разница между итогом данных по графам 4 и 5 и данными по графе 9. 6.23. В графах 16 и 17 приводится результат работы операторов, сдающих смену, - излишек или недостача (разница между данными, приведенными в графах 14 и 15). 6.24. Определенная при приемке и сдаче смены с помощью образцовых мерников фактическая погрешность измерения каждой топливораздаточной колонки в процентах и литрах приводится в сменном отчете в графах 18 и 19. При этом, если колонка недодает нефтепродукт, то погрешность измерения указывается со знаком "+", а если она передает его - то со знаком "-". Погрешность колонок в абсолютных величинах (миллилитрах) определяется по шкале горловины образцового мерника, а в относительных величинах (%) по следующей формуле: где Vк - показания отсчетного устройства в литрах и Vм - показания мерника в литрах. 6.25. Сменный отчет составляется в двух экземплярах (под копирку) и подписывается операторами, сдающими и принимающими смену. Первый экземпляр отчета (отрывной) с приложенными к нему отоваренными и погашенными талонами, товарно-транспортными накладными, актами приемки нефтепродуктов, документами, подтверждающими сдачу наличных денег, и др. оператором, сдающим смену, представляется в бухгалтерию нефтебазы под расписку, а второй экземпляр - остается в книге сменных отчетов на АЗС и является контрольным для операторов смен. Сделанные при проверке сменных отчетов исправления заверяются подписями оператора, а также главного бухгалтера нефтебазы или по его поручению другим работником бухгалтерии. 6.26. Излишки и недостачи нефтепродуктов (по видам и маркам), выявленные в результате фактической погрешности измерений ТРК по сменным отчетам, бухгалтерией нефтебазы учитываются по каждой смене в контрольно-накопительной ведомости в течение межинвентаризационного периода. На дату проведения инвентаризации производится подсчет итогов погрешности и определяется результат в сальдированном виде. 6.27. Наряду с контрольно-накопительной ведомостью на излишки и недостачи нефтепродуктов в результате погрешности измерения колонок бухгалтерией нефтебазы ведется контрольно-накопительная ведомость результатов (излишков и недостач), определенных при приеме и передаче нефтепродуктов каждым составом смен по видам и маркам (графы 16 и 17 сменного отчета). Результаты посменных передач нефтепродуктов суммируются за межинвентаризационный период. Примечание. Погрешность измерения топливораздаточных колонок на АЗС может быть применена только при условии ежесменной регистрации фактической погрешности каждой колонки в сменных отчетах. Если регистрация фактической погрешности измерения топливораздаточных колонок при передаче смен не производится, применение ее для отражения в учете запрещается. 6.28. Водители-заправщики передвижных АЗС сменный отчет составляют ежедневно и с приложением соответствующих документов в установленное время представляют его в бухгалтерию нефтебазы. 7. Смешение нефтепродуктов 7.1. При смешении нефтепродуктов в результате перекачки различных сортов и марок нефтепродуктов по одному нефтепродуктопроводу, слива разных сортов автомобильных бензинов в одну емкость без соответствующей очистки и других операциях назначается комиссия, которая определяет причины смешения нефтепродуктов и количества смешенных нефтепродуктов. 7.2. О результатах проверки комиссией составляется акт о смешении нефтепродуктов по форме № 26-НП (Приложение 17). 7.3. Акт смешения нефтепродуктов и объяснение ответственных лиц рассматриваются руководством нефтебазы. 7.4. Потери от смешения нефтепродуктов должны относиться на виновных лиц. Потери от смешения нефтепродуктов в случаях, когда конкретные виновники не установлены, могут быть списаны на издержки обращения в порядке, предусмотренном п. 9.37 настоящей Инструкции. 8. Сбор, приемка, хранение и отпуск отработанных нефтепродуктов 8.1. Сбор, приемка, хранение и транспортировка отработанных нефтепродуктов производится в порядке, предусмотренном Положением, утверждаемым Госкомнефтепродуктом СССР. 8.2. Предприятия своими силами и средствами обеспечивают сбор, хранение и сдачу нефтебазам отработанных нефтепродуктов в соответствии с ГОСТ 21046-81 и отраслевыми инструкциями. Отработанные нефтепродукты сдаются и принимаются партиями. Партией считается любое количество отработанных нефтепродуктов, соответствующее по качеству требованиям одной из групп ГОСТ 21046-81, сопровождаемое одним документом и направляемое одновременно в один адрес. 8.3. На каждую сдаваемую партию предприятие выписывает товарно-транспортную накладную с указанием группы отработанных нефтепродуктов, массы и паспорт качества с указанием плотности, вязкости, содержания воды, механических примесей, температуры вспышки в открытом тигле с соответствующим заключением. 8.4. Приемка отработанных нефтепродуктов на нефтебазах производится лицами, уполномоченными на то руководством, которые несут ответственность за строгое соблюдение установленных правил. 8.5. Поступившие от предприятий отработанные нефтепродукты принимаются по количеству и качеству и оформляются выпиской в трех экземплярах накладной по форме № 27-НП (Приложение 18). При необходимости качество поступивших отработанных нефтепродуктов уточняется на основании анализа, проводимого лабораторией нефтебазы в соответствии с ГОСТ 21046-81. В этом случае паспорт качества принятых отработанных нефтепродуктов нефтебаза вручает представителю предприятия. 8.6. Нефтебазы организуют оперативный учет по выполнению плановых заданий по сбору, использованию и сдаче отработанных нефтепродуктов предприятиями. 8.7. На основании приходных и расходных документов ведется журнал учета приемки, реализации и использования отработанных нефтепродуктов по форме № 28-НП (Приложение 19). 8.8. Для учета сдачи отработанных нефтепродуктов прикрепленными предприятиями другим нефтебазам не по месту прикрепления выписывается открепительный фондовый талон. 8.9. Отработанные нефтепродукты хранятся в отдельных емкостях, обеспечивающих сохранение их качества, определенного при приемке. 8.10. Определение количества отработанных нефтепродуктов на нефтебазах производится в порядке, предусмотренном разделом 2 настоящей Инструкции. 9. Инвентаризация нефти и нефтепродуктов 9.1. В соответствии с Положением о бухгалтерских отчетах и балансах инвентаризация нефти и нефтепродуктов должна проводиться не реже одного раза в месяц. 9.2. Инвентаризация в обязательном порядке проводится также: в случае смены материально ответственных лиц - на день приемки-передачи дел; при установлении фактов краж, ограблений, хищений или злоупотреблений, а также порчи - немедленно по установлении таких фактов; после пожара или стихийных бедствий (наводнений, землетрясений и др.) - немедленно по окончании пожара или стихийного бедствия. 9.3. При коллективной (бригадной) материальной ответственности проведение инвентаризации обязательно при смене руководителя коллектива (бригадира), при выбытии из коллектива (бригады) более пятидесяти процентов его членов, а также по требованию одного или нескольких членов коллектива (бригады). 9.4. Инвентаризации подлежат все нефтепродукты, находящиеся в резервуарах, нефтепродуктопроводах, бочках, мешках, бидонах, барабанах и т.п., мелкой таре, а на АЗС, кроме того, проверяется фактическое наличие денег и талонов на нефтепродукты. 9.5. При инвентаризации определяют фактическое наличие нефти и нефтепродуктов на нефтебазе, наливном пункте, АЗС для сопоставления с данными бухгалтерского учета, определения результатов (недостач, излишков), величины естественной убыли, образовавшихся за межинвентаризационный период. 9.6. В территориальных (областных) управлениях, на нефтебазах, в комбинатах (управлениях) автообслуживания создаются постоянно действующие инвентаризационные комиссии в составе: руководителя или его заместителя (председатель комиссии); главного бухгалтера; руководителей структурных подразделений; представителя общественности. 9.7. Для непосредственного проведения инвентаризации нефтепродуктов создаются рабочие комиссии в составе: представителя руководства нефтебазы, комбината (управления) автообслуживания (председатель комиссии); работника бухгалтерии и других опытных работников, имеющих навыки инвентаризации нефтепродуктов. 9.8. Запрещается назначать председателем рабочей инвентаризационной комиссии у одних и тех же материально ответственных лиц одного и того же работника два раза подряд. 9.9. Персональный состав постоянно действующих инвентаризационных комиссий и рабочих инвентаризационных комиссий утверждается приказом руководителя нефтебазы, комбината (управления) автообслуживания. 9.10. Постоянно действующие инвентаризационные комиссии: проводят профилактическую работу по обеспечению сохранности нефти и нефтепродуктов, талонов и денежных средств, при необходимости заслушивают на своих заседаниях руководителей, структурных подразделений по вопросам сохранности товарно-материальных ценностей и денежных средств; организуют проведение инвентаризаций и осуществляют инструктаж членов рабочих инвентаризационных комиссий; осуществляют контрольные проверки правильности проведения инвентаризаций, а также выборочные инвентаризации нефти и нефтепродуктов в местах хранения; проверяют правильность выведения результатов инвентаризаций, обоснованность предложенных зачетов по пересортице нефти и нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС; в необходимых случаях (при установлении серьезных нарушений правил проведения инвентаризации и др.) проводят по поручению руководства нефтебазы, комбината (управления) автообслуживания повторные сплошные инвентаризации; рассматривают объяснения, полученные от лиц, допустивших недостачу или порчу нефти и нефтепродуктов, а также другие нарушения, и дают предложения о порядке регулирования выявленных недостач и потерь от порчи. 9.11. Рабочие инвентаризационные комиссии: осуществляют инвентаризацию нефти и нефтепродуктов, денежных средств и талонов на нефтебазах и АЗС; совместно с бухгалтерией участвуют в определении результатов инвентаризации и разрабатывают предложения по зачету недостач и излишков по пересортице, а также списанию недостач в переделах норм естественной убыли; вносят предложения по вопросам упорядочения приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов, улучшения учета и контроля за их сохранностью, а также о реализации сверхнормативных и неиспользуемых продуктов; несут ответственность за своевременность и соблюдение порядка проведения инвентаризации в соответствии с приказом руководства нефтебазы, комбината (управления) автообслуживания, за полноту и точность внесения в описи данных о фактических остатках проверяемых ценностей, за правильность указанных в описи отличительных признаков нефтепродуктов, по которым определяются их цены; за правильность и своевременность оформления материалов инвентаризации в соответствии с установленным порядком. 9.12. Члены инвентаризационных комиссий за внесение в описи заведомо неправильных данных о фактических остатках ценностей с целью скрытия их недостач, растрат или излишков подлежат привлечению к ответственности в установленном законом порядке. 9.13. Основной задачей проверок и выборочных инвентаризаций в межинвентаризационный период является осуществление контроля за сохранностью ценностей, выполнением правил их хранения, соблюдения материально ответственными лицами установленного порядка первичного учета. 9.14. Перед началом проведения инвентаризации членам рабочих инвентаризационных комиссий вручается распоряжение по форме № 29-НП (Приложение 20), в котором устанавливаются сроки начала и окончания работы по проведению инвентаризации. Распоряжение регистрируется бухгалтерией в книге контроля за выполнением распоряжений о проведении инвентаризации по форме № 30-НП (Приложение 21). 9.15. Запрещается проводить инвентаризацию нефтепродуктов и других ценностей при неполном составе инвентаризационной комиссии. 9.16. При коллективной (бригадной) материальной ответственности инвентаризация проводится с обязательным участием бригадира или его заместителя и членов бригады, работающих в момент начала инвентаризации. 9.17. Руководители предприятий и организаций нефтепродуктообеспечения несут ответственность за правильное и своевременное проведение инвентаризаций нефтепродуктов, денежных средств и талонов. Они обязаны создать условия, обеспечивающие полную и точную проверку фактического наличия ценностей в сжатые сроки. 9.18. При инвентаризации определяется количество фактического наличия ценностей каждого их вида (марки) в соответствующих местах хранения. 9.19. Перед проведением инвентаризации технологические нефтепродуктопроводы должны быть полностью заполнены, контроль за их полным заполнением ведется с помощью воздушных кранов, установленных на возвышенных участках нефтепродуктопровода. Разрешается полностью освобождать отдельные участки нефтепродуктопровода от нефтепродуктов (при проведении ремонтных работ, в межнавигационный период и т.п.). 9.20. После заполнения нефтепродуктопровода с соблюдением требований раздела 2 настоящей Инструкции измеряется уровень нефтепродукта и подтоварной воды в резервуарах, плотность и температура нефтепродукта в пробе, отобранной по ГОСТ 2517-80, и результаты записываются в журнал измерений нефтепродуктов в резервуарах (см. Приложение 7). 9.21. Для расчета массы нефтепродукта в соответствующем участке нефтепродуктопровода определяется вместимость продуктопровода (по таблице), содержание воды (в процентах), плотность и температура нефтепродукта, находящегося в нем; полученные данные записываются в ведомость наличия нефтепродуктов в технологических нефтепродуктопроводах формы № 31-НП (Приложение 22). Границы участка должны соответствовать градуировочным таблицам на нефтепродуктопроводе. В случае, если по нефтепродуктопроводу перекачивают различные марки нефтепродуктов, учитывают тот продукт, который находится в нефтепродуктопроводе на момент инвентаризации. 9.22. При хранении нефтепродукта в резервуарах с понтонами или плавающими крышами в процессе инвентаризации при измерении в зоне всплытия плавающего покрытия необходимо или слить нефтепродукт из резервуара до установления покрытия на опоры или долить нефтепродукт до принятия покрытием плавающего состояния. При невозможности этого, а также отсутствии помиллитровых градуировочных таблиц на зону всплытия покрытия уровень нефтепродукта в таких резервуарах принимается по данным бухгалтерского учета. 9.23. При снятии остатков нефти и нефтепродуктов составляется инвентаризационная опись по форме № 32-НП (Приложение 23). В описи указывается: наименование нефтепродукта, номер резервуара, уровень, плотность и температура - из журнала измерений нефтепродуктов в резервуарах (см. Приложение 7); масса нефтепродукта в нефтепродуктопроводе - из ведомости (см. Приложение 22), которая прикладывается к инвентаризационной описи; объем нефтепродукта, определяемый по градуировочным таблицам резервуаров; содержание воды в нефтепродукте (в процентах) - по данным паспорта качества. 9.24. При инвентаризации на АЗС в опись включают все имеющиеся расфасованные масла и смазки, реализуемые через АЗС, наличные деньги, отоваренные и погашенные единые талоны и талоны рыночного фонда по маркам и купюрам (если они не включены в составляемый перед началом инвентаризации сменный отчет), нереализованные талоны рыночного фонда по маркам и купюрам, неиспользованные полученные для "сдачи" единые талоны по маркам и купюрам. 9.25. Инвентаризационная опись нефти и нефтепродуктов составляется в двух экземплярах, из которых первый экземпляр представляется в бухгалтерию, а второй экземпляр остается у материально ответственного лица (лиц). При инвентаризации, проводимой в случае смены материально ответственных лиц, опись составляется в трех экземплярах, из которых второй и третий экземпляры остаются у материально ответственных лиц, принимающих и сдающих ценности. 9.26. Для выявления результатов инвентаризации бухгалтерией предприятия или организации нефтепродуктообеспечения составляется сличительная ведомость по форме № 33-НП (Приложение 24). Сличительная ведомость составляется по видам ценностей, по которым при инвентаризации выявлены отклонения от учетных данных. 9.27. При составлении отличительной ведомости в части пересортицы ценностей необходимо иметь в виду, что в условиях нефтепродуктообеспечения взаимный зачет излишков и недостач в результате пересортицы допускается в виде исключения за один и тот же проверяемый период, у одного и того же лица, в отношении нефтепродуктов одного и того же наименования и в тождественных количествах. Руководителям предприятий и организаций нефтепродуктообеспечения разрешается производить зачет масел и смазок, расфасованных в мелкую тару, имеющую сходство по внешнему виду. О допущенной пересортице материально ответственные лица представляют подробные объяснения. 9.28. Предложения о возможности взаимного зачета пересортицы рабочей инвентаризационной комиссией представляются на рассмотрение постоянно действующей комиссии и окончательно решаются руководителем предприятия или организации нефтепродуктообеспечения, который после изучения всех представленных материалов принимает соответствующее решение о зачете. 9.29. В том случае, когда при зачете недостач излишками по пересортице стоимость недостающих ценностей выше стоимости ценностей, оказавшихся в излишке, эта разница в стоимости должна быть отнесена на виновных лиц. 9.30. Если конкретные виновники пересортицы не установлены, то суммовые разницы рассматриваются как недостачи сверх норм убыли и списываются на издержки обращения в порядке, предусмотренном пунктом 9.37 настоящей Инструкции. На разницы в стоимости от пересортицы в сторону недостачи, образовавшиеся не по вине материально ответственных лиц, в протоколах инвентаризационной комиссии должны быть даны исчерпывающие объяснения о причинах, по которым такие разницы не могут быть отнесены на виновных лиц. 9.31. К сличительной ведомости прилагается расчет естественной убыли нефтепродуктов по нормам, утвержденным Госснабом СССР, которые применяются при складском хранении и транспортировании железнодорожным, водным и трубопроводным транспортом. Расчет естественной убыли нефтепродуктов составляется при определении окончательных результатов инвентаризации и только в случае определения (после зачета недостач излишками по пересортице) недостачи по количеству по форме № 34-НП (Приложение 25). 9.32. Недостачи нефтепродуктов в пределах нормы на погрешность измерений массы топливораздаточных колонок АЗС в сличительной ведомости учитываются при соблюдении условий и в порядке, предусмотренных пунктами 6.24, 6.26 и 6.27 настоящей Инструкции. 9.33. По всем недостачам и излишкам нефтепродуктов сверх установленных норм рабочей инвентаризационной комиссией должны быть получены письменные объяснения соответствующих работников. На основании представленных объяснений и материалов постоянно действующая инвентаризационная комиссия устанавливает характер выявленных недостач, потерь и порчи продуктов, а также их излишков. 9.34. Постоянно действующая инвентаризационная комиссия проверяет правильность составления сличительных ведомостей и свои заключения, предложения по результатам инвентаризации отражает в протоколе. В протоколе приводятся подробные сведения о причинах и виновниках недостач, потерь и излишков, указывается, какие меры приняты в отношении к виновным лицам, а также приводятся предложения по регулированию расхождений фактического наличия нефтепродуктов против данных бухгалтерского учета. 9.35. Выявленные при инвентаризации и других проверках расхождения фактического наличия ценностей против данных бухгалтерского учета регулируются в следующем порядке: - убыль ценностей в пределах установленных норм, а также недостачи нефтепродуктов в пределах норм погрешности измерения топливораздаточных колонок на АЗС (до 0,5 % от объема расхода нефтепродуктов за межинвентаризационный период) списываются по распоряжению руководителей предприятий и организаций на издержки обращения как недостачи в пути и при хранении в пределах норм убыли; - недостачи ценностей сверх норм убыли, а также недостачи нефтепродуктов, превышающие фактическую погрешность измерения топливораздаточных колонок на АЗС, взыскиваются с материально ответственных лиц, а излишки полностью приходуются. Если разница между показаниями нефти и нефтепродуктов, замеренной в резервуарах нефтебаз и наливных пунктов при инвентаризации, и учетными данными бухгалтерии (за минусом убыли в пределах установленных норм) приходится в пределах норм погрешности, установленной ГОСТ 8.378-80, то эта разница не учитывается и за основу принимаются данные бухгалтерского учета. В случае, если указанная разница превышает норму погрешности измерения, то данное превышение взыскивается с материально ответственных лиц (при недостаче) или приходуется (при излишке). 9.36. При установлении недостач и потерь, явившихся следствием злоупотребления, соответствующие материалы в течение 5 дней после установленных недостач и потерь подлежат передаче в следственные органы, а на сумму выявленных недостач и потерь предъявляется гражданский иск. 9.37. Недостачи ценностей сверх норм убыли и потери от порчи, когда конкретные виновники недостачи и порчи не установлены, могут быть списаны на издержки обращения предприятием или организацией в пределах 100 рублей по каждому отдельному случаю с сообщением об этом вышестоящему органу. Аналогичные недостачи и потери, превышающие по каждому отдельному случаю 100 рублей, списываются на издержки обращения: до 500 рублей - с разрешения территориального (областного) управления, госкомнефтепродукта союзной республики; на сумму свыше 500 рублей - с разрешения госкомнефтепродукта союзной республики. 9.38. В документах, представляемых для оформления списания недостач нефтепродуктов сверх норм убыли и потерь от порчи, должны быть указаны меры, принятые по предотвращению таких недостач и потерь. 9.39. В случае смешения и порчи нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и АЗС ими принимаются меры к восстановлению качества нефтепродуктов. Если смесь нефтепродуктов не поддается восстановлению и подлежит переводу в низшие сорта, то убыток взыскивается с виновных лиц с составлением акта о смешении нефтепродуктов формы № 26-НП (Приложение 17). 9.40. Нефтепродукты, собранные при зачистке резервуаров, трубопроводов, цистерн, нефтеналивных судов и другого оборудования, а также применяемые в качестве промывных жидкостей переводятся, в зависимости от качества, в другие сорта или в отработанные нефтепродукты группы СНО и отражаются в отчете формы № 17-ПС. Результаты перевода оформляются актом. 9.41. Для проведения инвентаризации нефтепродуктов в нефтеналивных судах приказом руководства территориального (областного) управления или госкомнефтепродукта союзной республики и руководства пароходства морского или речного флота назначается комиссия, которая измеряет уровни нефтепродукта и подтоварной воды, плотность и т.д. в каждом нефтеналивном судне и составляет инвентаризационную опись по форме № 35-НП (Приложение 26). На основании указанных инвентаризационных описей составляется сводная опись остатков каждого вида нефтепродуктов на нефтеналивных судах на день инвентаризации. 9.42. При проведении инвентаризации основных средств, других товарно-материальных ценностей, денежных средств и расчетов предприятия и организации нефтепродуктообеспечения руководствуются Основными положениями, приложенными к письму Министерства финансов СССР от 30 декабря 1982 года № 179. Перечень нормативно-технической документации, используемой при учетно-расчетных операциях 1. ГОСТ 8.378.80. ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Норма точности определения массы в резервуарах при учетно-расчетных операциях. 2. ГОСТ 8.370.80. ГСИ. Топливо нефтяное. Мазут. Норма точности взвешивания. 3. ГОСТ 8.380.80. ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические вместимостью 100 - 50000 куб. м. Методы и средства поверки. 4. ГОСТ 8.364-79. ГСИ. Резервуары стальные горизонтальные. Методы и средства поверки. 5. РД 50-156-79. Методические указания. Определение вместимости и градуировка железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до 30000 куб. м геометрическим методом. 6. Методические указания по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод. 7. Инструкция 36-55 по поверке автоцистерн калиборованных. 8. Правила 14-49 о порядке утверждения местными органами Госстандарта калибровочных таблиц береговых резервуаров для нефти и нефтепродуктов, принимаемых и сдаваемых на перевалочных нефтебазах при перевозке водным транспортом. 9. ГОСТ 2517-80. Нефть и нефтепродукты. Отбор проб. 10. ГОСТ 3900-47. Нефтепродукты. Методы определения плотности. 11. ГОСТ 2477-65. Нефтепродукты. Метод количественного определения содержания воды. 12. ГОСТ 1510-84. Нефть и нефтепродукты. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение. 13. ГОСТ 21534-76. Нефть. Методы определения содержания хлористых солей. 14. ГОСТ 6370-83. Нефтепродукты и присадки. Методы определения содержания механических примесей. 15. ГОСТ 21046-81. Нефтепродукты отработанные. Общие технические условия. 16. ГОСТ 18987-73. Метрошток для измерения уровня нефтепродуктов в транспортных и стационарных емкостях. 17. ГОСТ 8.247-77. Метроштоки для измерения уровня нефтепродуктов в транспортных и стационарных емкостях. Методы и средства поверки. 18. ГОСТ 7502-80. Рулетки измерительные металлические. 19. ГОСТ 15983-81. Уровнемеры и датчики уровня промышленного применения ГСП. 20. ГОСТ 13702-78. Уровнемеры поплавковые с пружинным уравновешиванием. 21. ГОСТ 18481-81. Ареометры и цилиндры стеклянные. Технические условия. 22. ГОСТ 13196-77. Пробоотборники стационарные для резервуаров с нефтью и нефтепродуктами. Типы и основные параметры. Общие технические требования. 23. ГОСТ 1770-74. Посуда мерная лабораторная стеклянная. Цилиндры, мензурки, колбы. 24. ГОСТ 215-73. Термометры ртутные стеклянные лабораторные. Технические условия. 25. ГОСТ 7328-82. Гири общего назначения. 26. ГОСТ 11537-81. Колонки маслораздаточные. Общие технические условия. 27. ГОСТ 9018-82. Колонки топливораздаточные, технические условия. 28. ГОСТ 8.045-80. Колонки топливораздаточные. Методы и средства поверки. 29. ГОСТ 8.001-80. Организация и порядок проведения Государственных испытаний средств измерений. 30. ГОСТ 8.326-78. Метрологическое обеспечение разработки, изготовления и эксплуатации нестандартизированных средств измерений. Основные положения. 31. ГОСТ 8.220-76. Колонки маслораздаточные. Методы и средства поверки. 32. ГОСТ 8.424-81. Масса народнохозяйственных грузов, перевозимых по железной дороге. Методика выполнения измерений. 33. ГОСТ 23676-79. Весы для статического взвешивания. Пределы взвешивания. Метрологические параметры. 34. Методические указания 319 по поверке устройства "Радиус", автоматического измерения массы жидкости в резервуарах. 35. Нормы естественной убыли нефти и нефтепродуктов при приеме, отпуске, хранении и транспортировании (утверждены Постановлением Госснаба СССР от 09.06.77 № 30). 36. Инструкция о порядке приемки продукции производственно-технического назначения и товаров народного потребления по качеству, утвержденная Постановлением Госарбитража СССР от 25 апреля 1966 года № П-7 с последующими дополнениями и изменениями. 37. Инструкция о порядке приемки продукции производственно-технического назначения и товаров народного потребления по количеству, утвержденная Постановлением Госарбитража СССР от 15.06.65 № П-6 с последующими дополнениями и изменениями. 38. РД 50-190-80. Методические указания. Государственный надзор за состоянием измерений нефтепродуктов. Организация и порядок проведения. 39. Правила технической эксплуатации стационарных, контейнерных, малогабаритных и передвижных автозаправочных станций. 40. Правила технической эксплуатации нефтебаз. 41. Правила перевозок грузов, ч. 1, изданные в соответствии с Уставом железных дорог Союза ССР (с изменениями и дополнениями по состоянию на 1 сентября 1975 года), М., "Транспорт", 1975 г., МПС СССР. 42. Правила перевозок грузов, ч. 1, 2, изданные в соответствии с Уставом внутреннего водного транспорта Союза ССР (с изменениями и дополнениями по состоянию на 1 июня 1979 года), М., "Транспорт", 1979 г., МРФ РСФСР. 43. Правила пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР, утвержденные 29.07.83. 44. Положение о поставках продукции производственно-технического назначения, утвержденные Постановлением Совета Министров СССР от 10.02.81 № 161. 45. Особые условия поставки нефтепродуктов предприятиями-изготовителями нефтесбытовым организациям, утвержденные Постановлением Госснаба СССР и Госарбитража СССР от 06.03.75 № 18/104. 46. РД 39-5-770-82. Инструкция по определению количества нефти на автоматизированных узлах учета с турбинным счетчиком при учетно-расчетных операциях. 47. Таблицы калибровки железнодорожных цистерн, М., "Транспорт", 1980 г.

Согласно п. 6 « Хранение нефтепродуктов» Инструкции о порядке приема, транспортировки, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на.