МІНІСТЕРСТВО ПАЛИВА ТА ЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ
МІНІСТЕРСТВО ЕКОНОМІКИ УКРАЇНИ
МІНІСТЕРСТВО ТРАНСПОРТУ ТА ЗВ’ЯЗКУ УКРАЇНИ
ДЕРЖАВНИЙ КОМІТЕТ УКРАЇНИ З ПИТАНЬ
ТЕХНІЧНОГО РЕГУЛЮВАННЯ ТА СПОЖИВЧОЇ ПОЛІТИКИ
Н А К А З
| 20.05.2008 N 281/171/578/155 |
Зареєстровано в Міністерстві
юстиції України
2 вересня 2008 р.
за N 805/15496
Про затвердження Інструкції про порядок приймання, транспортування, зберігання, відпуску та обліку нафти і нафтопродуктів на підприємствах і організаціях України
Відповідно до Положення про Міністерство палива та енергетики України, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 02.11.2006 N 1540 та з метою встановлення єдиного порядку організації та виконання робіт, пов’язаних з прийманням, транспортуванням, зберіганням, відпуском та обліком товарної нафти і нафтопродуктів,
НАКАЗУЄМО:
1. Затвердити Інструкцію про порядок приймання, транспортування, зберігання, відпуску та обліку нафти і нафтопродуктів на підприємствах і організаціях України, що додається.
2. Департаменту з питань нафтової, газової та нафтопереробної промисловості Міністерства палива та енергетики (Стадник Т.С.) забезпечити подання наказу на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України.
3. Контроль за виконанням цього наказу покласти на першого заступника Міністра палива та енергетики Бугайова О.А.
| Міністр палива та енергетики України Міністр економіки України Міністр транспорту та зв’язку України Голова Державного комітету України з питань технічного регулювання та споживчої політики ПОГОДЖЕНО: Голова Державного комітету статистики України Перший заступник Міністра юстиції України Голова Державного комітету України з питань регуляторної політики та підприємництва Заступник Міністра фінансів України |
Ю.В.Продан Б.М.Данилишин Й.В.Вінський О.С.Шнипко О.Г.Осауленко Євген Корнійчук К.О.Ващенко А.І.Мярковський |
ЗАТВЕРДЖЕНО
Наказ Мінпаливенерго
України,
Мінтрансзв’язку України,
Мінекономіки України,
Держспоживстандарту України
20.05.2008
N 281/171/578/155
Зареєстровано в Міністерстві
юстиції України
2 вересня 2008 р.
за N 805/15496
ІНСТРУКЦІЯ
про порядок приймання, транспортування, зберігання, відпуску та обліку нафти і нафтопродуктів на підприємствах і організаціях України
1 Загальні положення
Ця Інструкція встановлює єдиний порядок організації та виконання робіт, пов’язаних з прийманням, транспортуванням, зберіганням, відпуском та обліком товарної нафти (далі – нафта) і нафтопродуктів.
Ця Інструкція поширюється на всі класи, типи, групи і види нафти та типи, марки і види (залежно від масової частки сірки) нафтопродуктів.
Ця Інструкція не поширюється на видобуток нафти, здавання її з системи магістральних нафтопроводів споживачам та на міждержавні перевезення нафти і нафтопродуктів.
Вимоги цієї Інструкції є обов’язковими для всіх суб’єктів господарювання (підприємств, установ, організацій та фізичних осіб – підприємців), що займаються хоча б одним з таких видів економічної діяльності, як закупівля, транспортування, зберігання і реалізація нафти і нафтопродуктів на території України (далі – підприємства).
2 Позначення та скорочення
НПЗ – нафто- та газопереробний заводи
НГВУ – нафтогазовидобувне управління
АЗС – автозаправна станція
ТТН – товарно-транспортна накладна на відпуск нафтопродуктів (нафти)
ПДВ – податок на додану вартість
ПРК – паливороздавальні колонки
ОРК – оливороздавальні колонки
ЕККА – електронний контрольно-касовий апарат
НД – нормативні документи
ВОН – вузол обліку нафти
СВКН – система вимірювань кількості та показників якості нафти
ВНП – відпрацьовані нафтопродукти
ПОІ – пристрій оброблення інформації
РРО – реєстратор розрахункових операцій
АСН – автоматизована система наливу
3 Терміни та визначення
Нижченаведені терміни в цій Інструкції мають таке визначення.
Арбітражна проба – проба нафти або нафтопродукту, яка зберігається на випадок виникнення розбіжностей в оцінці якості нафти або нафтопродукту і використовується для проведення арбітражних випробувань.
Арбітражні випробування або вимірювання (далі – арбітражні випробування) – випробування (вимірювання) з метою визначення відповідності показників якості нафти та/або нафтопродуктів вимогам нормативних документів, які здійснюються нейтральною лабораторією у разі виникнення суперечностей в оцінюванні якості нафти або нафтопродуктів.
Базова висота горизонтального резервуара – відстань по вертикалі від площини, прийнятої за початок відліку, до верхнього краю горловини резервуара або вимірювальної трубки.
Базова висота вертикального резервуара – відстань по вертикалі від точки дотику днища вантажем рулетки до верхнього краю замірного люка напрямної планки замірного люка.
Вимірювальна лінія – частина конструкції СВКН, що складається з перетворювачів витрати в комплекті з магнітоіндукційними датчиками і прямолінійними дільницями трубопроводів, оснащеними пристроями відбирання тиску і кишенями для термометрів, засувками та фільтрами.
Вимірювальна лінія робоча – вимірювальна лінія, яку залучено до роботи під час нормального режиму експлуатації СВКН.
Вимірювальна лінія резервна – вимірювальна лінія, що перебуває в ненавантаженому резерві та в будь-який момент часу може бути залучена до роботи.
Відпрацьований нафтопродукт (ВНП) – нафтопродукт, під час експлуатації якого відбулися зміни деяких властивостей, регламентованих нормативною документацією.
Вузол обліку нафти – сукупність технічних і програмних засобів, що забезпечують вимірювання маси, об’єму, густини нафти в реальному часі безпосередньо на потоці масовим динамічним або об’ємно-масовим динамічним методом.
Газовий конденсат (легка нафта) – природна суміш легких вуглеводневих сполук (С і вище), які перебувають у газі в розчиненому стані за певних термобаричних умов і переходять у
рідку фазу в разі зменшення тиску до рівня, нижчого від тиску
конденсації, відповідає нормативному документу, яким установлено
його якість, і є сировиною для НПЗ.
Градуювальна таблиця – таблиця, розрахована за результатами інструментального визначення залежності місткості резервуара від рівня його наповнення при нормованому значенні температури.
Діапазон витрати і в’язкості нафти робочий – область значень витрат і в’язкості, у якій використовуються перетворювачі витрати і нормовані їх метрологічні характеристики.
Засіб вимірювальної техніки (далі – ЗВТ) – технічний засіб, який застосовується під час вимірювань і має нормовані метрологічні характеристики.
Маса баласту – загальна маса води, хлористих солей і механічних домішок у нафті або маса води в нафтопродуктах.
Маса брутто – загальна маса нафти або нафтопродукту, баласту та тари.
Маса нетто – маса нафти або нафтопродукту визначається як різниця маси брутто і маси баласту та тари.
Метрологічна атестація ЗВТ – дослідження ЗВТ з метою визначення їх метрологічних характеристик та встановлення придатності цих засобів до застосування.
Міра повної місткості – засіб вимірювання об’єму, який має свідоцтво про повірку і обладнаний покажчиком рівня наповнення (автоцистерна, причіп-цистерна, напівпричіп-цистерна).
Нафтопродукт – продукт, отриманий під час перероблення нафти, газового конденсату або їх суміші, за винятком продуктів нафтохімії.
Нафтошлам – суміш води, механічних домішок, хлористих солей з нафтою або нафтопродуктами, які осідають протягом певного часу у резервуарах, трубопроводах та обладнанні НПЗ і не підлягають використанню у виробництві.
Норма природних втрат – це граничнодопустима величина безповоротних втрат нафтопродуктів, які виникають безпосередньо при товарно-транспортних операціях в наслідок супроводжуючих їх фізико-хімічних процесів, а також втрат що є неминучі на даному рівні стану використовуваного технологічного обладнання (втрат від випаровування через не щільності насосів, засувок, технологічного обладнання), а також втрат від налипання на внутрішні поверхні і обладнання резервуарів, транспортних засобів і трубопроводів.
Облік нафти і нафтопродуктів – операція, яка проводиться на підприємстві під час технологічного процесу і яка полягає у визначенні об’єму і маси нафти або нафтопродуктів для подальших облікових операцій.
Платіжна картка – спеціальний платіжний засіб у вигляді емітованої в установленому законодавством порядку пластикової чи іншого виду картки, що використовується для ініціювання переказу коштів з рахунку платника або з відповідного рахунку банку з метою оплати вартості товарів і послуг.
Повірка ЗВТ – установлення придатності ЗВТ, на які поширюється державний метрологічний нагляд, до застосування на підставі результатів контролю їх метрологічних характеристик.
Повірка резервуара – сукупність операцій, які виконуються з метою визначення місткості і градуювання резервуара, складання і затвердження градуювальної таблиці.
Природні втрати нафтопродуктів – це втрати (зменшення маси при збереженні якості у межах вимог нормативних документів), що є наслідком фізико-хімічних властивостей нафтопродуктів, впливу метеорологічних факторів і недосконалості існуючих на даний час засобів захисту нафтопродуктів від випаровування і налипання при транспортуванні, прийманні, зберіганні і відпуску.
Реєстратор розрахункових операцій – пристрій або програмно-технічний комплекс, у якому реалізовані фіскальні функції і який призначений для реєстрації розрахункових операцій при продажу товарів (наданні послуг), операцій з купівлі-продажу іноземної валюти та/або реєстрації кількості проданих товарів (наданих послуг).
Розрахунковий документ – документ установленої форми та змісту (касовий чек, товарний чек, розрахункова квитанція, проїзний документ тощо), що підтверджує факт продажу (повернення) товарів, надання послуг, отримання (повернення) коштів, купівлі-продажу іноземної валюти, надрукований у випадках, передбачених законодавством України, і зареєстрований у встановленому порядку реєстратором розрахункових операцій або заповнений вручну.
Свідоцтво про визнання відповідності – документ, що засвідчує визнання іноземних документів про підтвердження відповідності продукції вимогам, установленим законодавством України.
Світлий нафтопродукт – продукт, отриманий під час перероблення нафти, газового конденсату та має температуру кипіння в інтервалі від 30 град.С до 370 град.С (бензини, гас, дизельні палива тощо).
Сертифікат відповідності – документ, який підтверджує, що продукція, системи якості, системи управління якістю, системи управління довкіллям, персонал відповідають установленим вимогам конкретного стандарту чи іншого нормативного документа, визначеного законодавством.
Система вимірювання кількості і визначення показників якості нафти – сукупність ЗВТ, технологічного та допоміжного обладнання, що призначена для обліку нафти з визначенням її кількісних показників та формування актів приймання-здавання нафти і паспортів якості шляхом як автоматичного виконання функцій, так і одним із методів, передбачених ГОСТ 26976-86 “Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы” (далі – ГОСТ 26976) та цією Інструкцією.
Талон – спеціальний талон, придбаний за умовами та відпускною ціною обумовленого номіналу, що підтверджує право його власника на отримання на АЗС фіксованої кількості нафтопродукту певного найменування і марки, які позначені на ньому.
Товарна нафта – нафта, що відповідає нормативному документу, яким установлено її якість для постачання споживачеві.
Торговельна операція – операція між постачальником та споживачем, що полягає у визначенні об’єму або маси нафти і нафтопродуктів для подальших облікових операцій.
4 Метрологічне забезпечення приймання, транспортування, зберігання, відпуску та обліку нафти і нафтопродуктів
4.1 Загальні положення
4.1.1 Для забезпечення достовірності і єдності вимірювань маси та об’єму нафти і нафтопродуктів підприємства зобов’язані користуватися ЗВТ, що мають чинні відбитки повірочних тавр та/або свідоцтва про їх повірку чи державну метрологічну атестацію.
4.1.2 Підприємства повинні щороку до 1 грудня складати переліки ЗВТ, що перебувають в експлуатації і підлягають повірці згідно з Порядком складання переліків засобів вимірювальної техніки, що перебувають в експлуатації і підлягають повірці, затвердженим наказом Держспоживстандарту України від 15 вересня 2005 року N 262, зареєстрованим у Міністерстві юстиції України 4 жовтня 2005 року за N 1139/11419, та подавати їх на погодження до територіальних органів Держспоживстандарту України за місцезнаходженням відповідного підприємства.
4.1.3 Повірці згідно із Законом України “Про метрологію та метрологічну діяльність” підлягають вертикальні і горизонтальні резервуари, вимірювачі температури, рівня та густини, металеві рулетки з вантажем, метроштоки, рівнеміри, ПРК і ОРК, об’ємні лічильники, ваги, залізничні та автомобільні цистерни та інші ЗВТ, що використовуються під час визначення об’єму та маси нафти та нафтопродуктів.
Резервуари, які перебувають в оренді, подаються на повірку орендодавцем або орендарем (залежно від умов договору).
Зазначені ЗВТ підлягають повірці або державній метрологічній атестації у встановленому порядку згідно з ДСТУ 2708:2006 Метрологія. Повірка засобів вимірювальної техніки. Організація та порядок проведення або ДСТУ 3215-95 Метрологія. Метрологічна атестація засобів вимірювальної техніки. Організація та порядок проведення, відповідно.
Повірку ЗВТ здійснюють територіальні органи Держспоживстандарту України та повірочні лабораторії, уповноважені згідно із Законом України “Про метрологію та метрологічну діяльність” на здійснення повірки відповідних ЗВТ.
Використання для вимірювань об’єму та маси нафтопродуктів ЗВТ, що не пройшли повірку або державну метрологічну атестацію, забороняється.
Програмне забезпечення засобів вимірювальної техніки підлягає атестації відповідно до порядку, встановленого Держспоживстандартом України.
4.1.4 ЗВТ, що перебувають в експлуатації, підлягають періодичній повірці через міжповірочні інтервали, порядок установлення яких визначається нормативно-правовими актами Держспоживстандарту України. Інформація щодо встановлених для ЗВТ міжповірочних інтервалів публікується у покажчику “Засоби вимірювальної техніки, занесені до Державного реєстру України”, який видається Держспоживстандартом України.
4.1.5 ЗВТ мають застосовуватися з дотриманням вимог, зазначених в експлуатаційних документах відповідних ЗВТ. Керівник підприємства наказом призначає осіб, на яких покладається здійснення постійного контролювання за комплектністю, станом ЗВТ, правильністю їх застосування.
4.1.6 На підприємствах мають бути створені метрологічні служби або призначені наказом керівника підприємства особи, відповідальні за забезпечення єдності вимірювань. Метрологічні служби підприємств і відповідальні особи у своїй роботі мають керуватися чинними нормативно-правовими актами та нормативними документами з метрології.
4.1.7 У процесі своєї діяльності підприємства мають керуватися чинними нормативно-правовими актами у сфері обліку та контролювання якості нафти і нафтопродуктів та цією Інструкцією. Контролювання якості нафтопродуктів для авіаційної техніки здійснюється у відповідності до чинних нормативних документів Мінтрансзв’язку України.
4.2 Методи та засоби визначення маси та об’єму нафти і нафтопродуктів
4.2.1 Облік нафти і нафтопродуктів на НПЗ, підприємствах із забезпечення нафтопродуктами, підприємствах нафтопровідного і нафтопродуктопровідного транспорту, наливних пунктах ведеться в одиницях маси, а на АЗС – одиницях об’єму.
Для визначення маси та об’єму нафти і нафтопродуктів можуть використовуватися об’ємно-масовий статичний, об’ємно-масовий динамічний, прямий масовий (статичне зважування та зважування під час руху) і об’ємний методи вимірювань відповідно до вимог ГОСТ 26976.
4.2.2 Об’ємно-масовий статичний метод вимірювань
4.2.2.1 Об’ємно-масовим статичним методом визначається маса нафти і нафтопродукту за їх об’ємом, густиною та температурою. Об’єм нафти і нафтопродуктів визначається за допомогою градуйованих резервуарів та засобів вимірювань рівня нафти і нафтопродуктів у резервуарах, залізничних цистернах, танках суден або за повною місткістю мір (автоцистернах, причепах-цистернах, напівпричепах-цистернах).
4.2.2.2 Границі відносної похибки методу не мають перевищувати:
+- 0,5% – під час вимірювання маси нетто нафти, нафтопродуктів від 100 т і більше;
+- 0,8% – під час вимірювання маси нетто нафти, нафтопродуктів до 100 т і відпрацьованих нафтопродуктів.
Значення відносної похибки методу в конкретних випадках його застосування мають визначатись відповідно до ГОСТ 26976. Похибка методу не поширюється на визначення об’єму нафти і нафтопродукту в мірах повної місткості (автоцистернах, причепах-цистернах, напівпричепах-цистернах).
4.2.3 Об’ємно-масовий динамічний метод
Об’ємно-масовим та масовим динамічним методами визначається маса нафти і нафтопродуктів безпосередньо у нафто- і нафтопродуктопроводах, а також при відпуску нафтопродуктів до автоцистерн та залізничних цистерн на автоматизованих системах наливу. За цими методами об’єм або масу нафти і нафтопродуктів вимірюють із застосуванням об’ємних або масових лічильників.
Границі допустимої відносної похибки методу не мають перевищувати:
+- 0,25% – під час вимірювання маси брутто нафти;
+- 0,35% – під час вимірювання маси нетто нафти;
+- 0,5% – під час вимірювання маси нетто нафтопродуктів від 100 т і більше;
+- 0,8% – під час вимірювання маси нетто нафтопродуктів до 100 т і відпрацьованих нафтопродуктів.
Границі допустимої відносної похибки методу в конкретних випадках його застосування мають визначатись відповідно до ГОСТ 26976.
Похибка методу не поширюється на визначення об’єму нафтопродукту в транспортних мірах повної місткості.
4.2.4 Прямий (ваговий) метод вимірювань маси (статичне зважування та зважування під час руху)
4.2.4.1 Прямим (ваговим) методом вимірюють масу нафти і нафтопродуктів у тарі та транспортних засобах шляхом зважування на вагах (залізничних та автомобільних цистерн) для статичного зважування середнього класу точності за ГОСТ 29329-92 “Весы для статического взвешивания. Общие технические требования” з кількістю повірочних поділок не менше ніж 3000.
Границі відносної похибки методу не мають перевищувати:
+- 0,5% – під час вимірювання маси нетто нафтопродуктів, а також маси бітумів;
+- 0,3% – під час вимірювання маси нетто пластичних мастил.
4.2.4.2 Маса брутто нафти і нафтопродуктів має бути в межах діапазону зважування ваг. Умови експлуатації ваг мають відповідати вимогам експлуатаційних документів на конкретні типи ваг.
4.2.4.3 Маса нетто нафтопродуктів визначається як різниця між масою брутто і масою води та тари.
Маса нетто нафти визначається як різниця між масою брутто і масою баласту та тари.
4.2.4.4 Маса нафти і нафтопродукту залізничних цистерн визначається як різниця між виміряною масою навантажених цистерн і масою порожніх цистерн, визначеною за результатами їх зважування.
4.2.4.5 Визначення маси нафти і нафтопродуктів у цистернах під час руху допускається тільки на вагонних вагах для зважування під час руху за методикою, викладеною в інструкції з експлуатації ваг, або за окремою методикою, атестованою в установленому порядку.
4.2.4.6 Визначення маси нафтопродуктів, що перевозяться залізничним транспортом, має здійснюватись з урахуванням вимог Інструкції про порядок застосування засобів ваговимірювальної техніки на залізничному транспорті, затвердженої наказом Міністерства транспорту України від 5 квітня 2004 рокуN 279, зареєстрованої в Міністерстві юстиції України 23 квітня 2004 року за N 527/9126.
4.2.5 Об’ємний метод вимірювань
4.2.5.1 Об’ємним методом вимірюється лише об’єм нафтопродукту. Для вимірювань об’єму нафтопродуктів на АЗС використовуються ПРК і ОРК, що мають відлікові пристрої для індикації ціни, об’єму та вартості виданої дози.
4.2.5.2 Під час реалізації споживачам світлих нафтопродуктів та олив споживачам на АЗС мають застосовуватись лише паливороздавальні колонки з допустимою відносною похибкою в умовах експлуатації в усьому діапазоні температур не гіршою, ніж +- 0,5% та оливороздавальні колонки з допустимою основною відносною похибкою не гіршою, ніж +- 1,0% з реєстраторами розрахункових операцій відповідно до вимог Закону України “Про застосування реєстраторів розрахункових операцій у сфері торгівлі, громадського харчування та послуг”.
4.2.5.3 Об’єм нафтопродукту під час його відпуску власникам автомобільного транспорту вимірюється у режимах дистанційного і місцевого керування ПРК і ОРК.
4.2.5.4 Для дистанційного керування ПРК і ОРК мають використовуватись технічні засоби, що належать до складу спеціалізованих електронних контрольно-касових апаратів, унесених до Державного реєстру електронних контрольно-касових апаратів і комп’ютерних систем України для сфери застосування на АЗС. Зазначені засоби мають відповідати технічним вимогам до спеціалізованих електронних контрольно-касових апаратів для сфери застосування на АЗС та забезпечувати реєстрацію грошових коштів і надання розрахункових документів у єдиному технологічному циклі з відпусканням нафтопродуктів.
4.2.5.5 Місцеве керування ПРК і ОРК має передбачати можливість функціонування з РРО.
4.2.5.6 Обсяг реалізації нафтопродукту, що фіксується лічильником сумарного обліку ПРК і ОРК за певний проміжок часу, має збігатися з обсягом реалізації, відображеним у звітних документах касового апарата за всіма формами оплати за цей самий проміжок часу. При цьому розбіжність за добу між показами лічильника сумарного обліку і даними звітних документів касового апарата не повинна перевищувати 0,1% від об’єму відпущених пального або олив.
4.2.5.7 Сумарний об’єм нафтопродуктів, відпущених через ПРК та ОРК, не може використовуватись для обліку маси нафтопродуктів.
4.3 Порядок здійснення вимірювань об’єму та маси нафти і нафтопродуктів
4.3.1 Об’єм та маса нафти і нафтопродуктів визначаються у стаціонарних резервуарах, залізничних цистернах, танках суден, мірах повної місткості та технологічних трубопроводах, градуйованих відповідно до вимог чинних нормативних документів Держспоживстандарту України, та/або за допомогою об’ємних та масових лічильників.
4.3.2 Здійснення вимірювань у стаціонарних резервуарах
4.3.2.1 Резервуари вертикальні сталеві зі стаціонарними покрівлями, покрівлями, що плавають, і понтонами місткістю від 100 куб.м до 50000 куб.м підлягають повірці згідно з ДСТУ 4147-2003 (ГОСТ 8.570-2000, IDT) Метрологія. Резервуари сталеві вертикальні циліндричні. Методика повірки (далі – ДСТУ 4147), резервуари вертикальні циліндричні залізобетонні зі збірною стінкою місткістю до 30 000 куб.м – згідно з РД 50-156-79 “Методические указания. Определение вместимости и градуировка железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до 30 000 куб.м геометрическим методом”, резервуари горизонтальні сталеві місткістю від 5 куб.м до 100 куб.м – згідно з ДСТУ 4218:2003 (ГОСТ 8.346-2000, MOD) Метрологія. Резервуари стальні горизонтальні циліндричні. Методика повірки (далі – ДСТУ 4218).
4.3.2.2 Міжповірочний інтервал для всіх типів горизонтальних та вертикальних резервуарів, за результатами вимірювань яких проводяться приймання та відпуск нафти і нафтопродуктів, становить 5 років, для інших резервуарів – 10 років. Для об’ємних та масових лічильників міжповірочний інтервал становить 2 роки.
4.3.2.3 Повірка (у тому числі градуювання, розрахунки та оформлення градуювальних таблиць) вертикальних резервуарів здійснюється згідно з ДСТУ 4147, горизонтальних резервуарів – ДСТУ 4218.
4.3.2.4 Програми для розрахунку градуювальних таблиць горизонтальних і вертикальних резервуарів на електронно-обчислювальних машинах під час градуювання резервуарів об’ємним та/або геометричним методами підлягають атестуванню в порядку, установленому ДСТУ 4218 і ДСТУ 4147 відповідно.
Градуювальні таблиці на резервуари, що перебувають в експлуатації, затверджує керівник територіального органу Держспоживстандарту України або керівник повірочної лабораторії, уповноваженої на здійснення повірки резервуарів.
4.3.2.5 Періодична повірка резервуара виконується після завершення терміну дії градуювальної таблиці, після капітального ремонту та за умов внесення до резервуара конструктивних змін, які впливають на місткість резервуара.
4.3.2.6 До замірного люка горизонтальних та вертикальних резервуарів прикріплюють табличку відповідно до вимог, установлених ДСТУ 4218 і ДСТУ 4147. Табличку замінюють після кожної періодичної повірки резервуара.
Базова висота резервуара має замірятись щороку згідно з ДСТУ 4147, ДСТУ 4218 зі складанням акта, який додається до градуювальної таблиці. Акт вимірювання базової висоти резервуара затверджується керівником підприємства – власником резервуара та погоджується з територіальним органом Держспоживстандарту України або повірочною лабораторією, що проводила повірку резервуара.
У разі змінення базової висоти понад 0,1% щодо значення, яке було встановлено під час повірки резервуара, операції, пов’язані з прийманням, відпуском та обліком нафти і нафтопродуктів, припиняються до завершення дій, передбачених ДСТУ 4147 і ДСТУ 4218.
При зміненні базової висоти вертикальних резервуарів щодо значення, яке встановлено під час повірки резервуара, понад 0,1% здійснюють заміри місткості “мертвої” порожнини і ступеня нахилення резервуара та коригування градуювальної таблиці. Результати вимірювання “мертвої” порожнини і ступеня нахилення резервуара оформлюються актами, які додаються до градуювальної таблиці.
При зміненні базової висоти горизонтальних резервуарів понад 0,1% здійснюють їх позачергову повірку.
Відповідальність за правильність нанесення значення базової висоти на табличку резервуара покладається на вповноважену особу підприємства і матеріально відповідальну особу, яка визначає масу нафти і нафтопродуктів у резервуарі.
4.3.2.7 Рівень нафти, нафтопродукту та підтоварної води або льоду в резервуарах має вимірюватись металевими рулетками з вантажем, метроштоками, стаціонарними рівнемірами або іншими засобами вимірювання, допущеними до застосування Держспоживстандартом України. Границі допустимої похибки вимірювання рівня світлих нафтопродуктів та підтоварної води не повинні перевищувати +- 2 мм, нафти та газового конденсату – +- 4 мм, мазуту – +- 5 мм, інших нафтопродуктів – +- 2 мм.
Перед кожним вимірюванням рівня нафти і нафтопродукту у вертикальних і горизонтальних резервуарах здійснюється перевірка базової висоти згідно з підпунктом 4.3.2.6 цієї Інструкції.
Після завершення приймання нафти і нафтопродуктів вимірювання здійснюється при закритих вхідних і вихідних засувках після 30-хвилинного відстоювання в горизонтальних резервуарах і годинного – у вертикальних резервуарах.
Щоб уникнути спотворення лінії змочування на стрічці рулетки або на шкалі метроштока при вимірюванні рівня, стрічку рулетки або метрошток необхідно опускати повільно, поки вантаж рулетки чи метрошток не торкнеться дна, не допускаючи при цьому відхилення від вертикального положення, не торкаючи внутрішнє обладнання і зберігаючи спокійний стан поверхні нафти або нафтопродукту. Відлік на стрічці рулетки або шкалі метроштока здійснюють з точністю до 1 мм одразу після появи змоченої частини стрічки рулетки чи метроштока над замірним люком. Для визначення рівня світлих нафтопродуктів допускається застосування спеціальних чутливих паст.
У разі вимірювання рівня нафтопродуктів у горизонтальних циліндричних резервуарах нижній кінець метроштока чи вантажу рулетки має потрапляти на нижню твірну резервуара.
Вимірювання рівня нафти або нафтопродукту здійснюються двічі. У разі виявлення розбіжностей між результатами двох вимірювань понад допустиму похибку (+- 2 мм) вимірювання необхідно повторювати доти, доки різниця між результатами трьох поспіль проведених вимірювань не буде в границях допустимої похибки вимірювання. При цьому за результат вимірювань береться середнє арифметичне значення результатів трьох найближчих вимірювань.
4.3.2.8 Одночасно з перевіркою базової висоти резервуара визначається рівень підтоварної води за допомогою водочутливої пасти, яка наноситься на поверхню вантажу рулетки або нижній кінець метроштока з двох протилежних боків тонким шаром. Використання пасти дає змогу визначати рівень підтоварної води за 1-2 хвилини. Перед застосуванням водочутливої пасти необхідно перевірити її придатність.
Вимірювання рівня підтоварної води необхідно повторити, якщо на пасті рівень позначається нечітко, косою лінією або на неоднаковій висоті з двох боків, що свідчить про похиле положення стрічки рулетки або метроштока під час вимірювання.
У зимовий час за низької температури навколишнього середовища в резервуарах можуть одночасно міститись лід і підтоварна вода. Товщину льоду визначають як різницю між значенням базової висоти, зазначеним на табличці резервуара, і фактичним результатом вимірювання відстані від верхнього зрізу замірного люка (або спрямувального патрубка) до поверхні льоду.
Визначивши рівень підтоварної води та/або льоду, за градуювальною таблицею резервуара визначають їх об’єм.
4.3.2.9 Об’єм нафти або нафтопродукту в резервуарі визначають за різницею загального об’єму та об’єму підтоварної води та/або льоду.
4.3.2.10 Для розрахунку маси нафти і нафтопродукту визначають їх густину у відібраних пробах за фактичної температури.
Для відбирання проб із стаціонарних резервуарів застосовують знижені пристрої для відбирання проб згідно з ГОСТ 13196-93 “Устройства автоматизации резервуарных парков. Средства измерения уровня и отбора проб нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования и методы испытаний”, а в разі їх відсутності – ручні пробовідбірники для відбирання проб згідно з ДСТУ 4488:2005 Нафта і нафтопродукти. Методи відбирання проб (далі – ДСТУ 4488).
Температура нафти і нафтопродуктів у пробі вимірюється термометрами з границями допустимої похибки +- 0,5 град.С.
Густина у відібраних пробах визначається ареометрами з границями допустимої похибки +- 0,5 кг/куб.м.
4.3.2.11 Температуру і густину нафти і нафтопродукту вимірюють одночасно з вимірюванням рівня за допомогою стаціонарних пристроїв або шляхом вимірювання їх у відібраній пробі.
Для визначення з належною точністю температури та густини нафти і нафтопродукту безпосередньо на місці відбирання проби обладнуються робочі місця з рівною горизонтальною площадкою, яка не піддається струсам, коливанням і є зручною для виконання вимірювань. ЗВТ мають бути повністю захищені від впливу вітру, атмосферних опадів та сонячних променів.
Для визначення густини і температури нафти і нафтопродукту їх наливають до скляного або металевого циліндра відповідного розміру. Перед цим необхідно перевірити чистоту циліндра й ареометра та за потреби ретельно протерти їх. Ареометр занурюють у рідину плавно і вертикально, утримуючи його за верхню частину і пильнуючи за тим, щоб він не торкався стінок та дна циліндра.
Після того, як шкала ареометра прийме стійке положення, виконується відлік значень густини та температури згідно з вимогами ГОСТ 3900-85 “Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности” (далі – ГОСТ 3900) або ДСТУ ГОСТ 31072:2006 Нафта і нафтопродукти. Метод визначення густини, відносної густини та густини в градусах АРІ ареометром (далі – ДСТУ ГОСТ 31072).
Вимірювання температури і густини за допомогою інших ЗВТ здійснюють відповідно до інструкцій з їх експлуатації.
Температура і густина вимірюються відразу ж після відбирання кожної точкової проби або в сукупній пробі, яку відібрано зниженим пристроєм для відбирання проб. Термометр і ареометр слід занурювати в нафту або нафтопродукт на глибину, зазначену в технічному паспорті на даний засіб вимірювання, і витримувати в пробі одну-три хвилини.
Температура і густина обчислюються як середнє арифметичне значення температур і густин точкових проб, які взяті у співвідношенні, прийнятому для складання сукупної проби згідно з ДСТУ 4488.
4.3.2.12 Точкові проби нафти і нафтопродукту з вертикального резервуара відбираються з трьох рівнів (верхнього, середнього та нижнього) і змішуються у співвідношенні 1:3:1.
У цьому разі середня температура і густина обчислюються за формулами
t + 3t + t
В С Н
t = ————- , (1)
сер. 5
де t – температура точкової проби верхнього рівня, град.С;
В
t – температура точкової проби середнього рівня, град.С;
С
t – температура точкової проби нижнього рівня, град.С;
Н
(ро) + 3(ро) + (ро)
В С Н
(ро) = ———————- , (2)
сер. 5
де (ро) – густина точкової проби верхнього рівня, кг/куб.м;
В
(ро) – густина точкової проби середнього рівня, кг/куб.м;
С
(ро) – густина точкової проби нижнього рівня, кг/куб.м.
Н
Точкові проби за висотою рівня нафти чи нафтопродукту в резервуарі не вище 2000 мм відбирають з верхнього і нижнього рівнів. Середня температура і густина нафти або нафтопродукту обчислюються за формулами
t + t
В Н
t = ——– , (3)
сер. 2
де t – температура точкової проби верхнього рівня, град.С;
В
t – температура точкової проби нижнього рівня, град.С;
Н
(ро) + (ро)
В Н
(ро) = ————— , (4)
сер. 2
де (ро) – густина точкової проби верхнього рівня, кг/куб.м;
В
(ро) – густина точкової проби нижнього рівня, кг/куб.м.
Н
За висотою рівня нафти або нафтопродукту в резервуарі менше 1000 мм відбирається одна точкова проба з нижнього рівня, за якою визначаються густина і температура продукту.
Для горизонтальних циліндричних резервуарів діаметром понад 2500 мм температура і густина нафти або нафтопродукту обчислюються за формулою
t + 6t + t
В С Н
t = ————– , (5)
сер. 8
де t – температура точкової проби верхнього рівня, град.С;
В
t – температура точкової проби середнього рівня, град.С;
С
t – температура точкової проби нижнього рівня, град.С.
Н
(ро) + 6(ро) + (ро)
В С Н
(ро) = ———————– , (6)
сер. 8
де (ро) – густина точкової проби верхнього рівня, кг/куб.м;
В
(ро) – густина точкової проби середнього рівня, кг/куб.м;
С
(ро) – густина точкової проби нижнього рівня, кг/куб.м.
Н
Для горизонтальних циліндричних резервуарів діаметром менше 2500 мм незалежно від ступеня заповнення, а також резервуарів діаметром понад 2500 мм, заповнених до половини і менше, густина та температура нафти або нафтопродукту, що міститься в резервуарі, розраховуються за формулами
3t + t
С Н
t = ——— , (7)
сер. 4
де t – температура точкової проби середнього рівня, град.С;
С
t – температура точкової проби нижнього рівня, град.С.
Н
3(ро) + (ро)
С Н
(ро) = ————— , (8)
сер. 4
де (ро) – густина точкової проби середнього рівня, кг/куб.м;
В
(ро) – густина точкової проби нижнього рівня, кг/куб.м.
Н
За висотою рівня нафтопродукту в резервуарі менше 500 мм відбирається одна точкова проба з нижнього рівня, за якою визначаються його густина та температура.
4.3.2.13 Масу нафти і нафтопродукту в ємності визначають за формулою
M = V * (ро) , (9)
де M – маса нафти або нафтопродукту, кг;
V – об’єм нафти або нафтопродукту за фактичної температури, куб.м;
(ро) – густина нафти або нафтопродукту за фактичної температури, кг/куб.м.
4.3.2.14 Масу виданої (прийнятої) нафти або нафтопродукту в ємності визначають за формулою
M = M – M , (10)
1 2
де M – маса нафти або нафтопродукту в ємності, кг;
1
M – маса залишку нафти або нафтопродукту в тій самій ємності
2
до їх приймання або після відпуску, кг.
Об’єм визначають за результатами вимірювань рівня нафти або нафтопродуктів із застосуванням градуювальної таблиці місткості.
4.3.2.15 Маса нетто нафти визначається за формулою
W + W + M
в мч хс
M = M – m = M * (1 – —————) , (11)
н бр бр 100
де М – маса брутто нафти, кг;
бр
m – маса баласту, кг;
W – масова частка води в нафті, %;
в
W – масова частка механічних домішок в нафті, %;
мч
M – масова частка хлористих солей в нафті, %, яка
хс
вираховується за формулою
F
хс
M = 0,1 —— , (12)
хс (ро)
де F – концентрація хлористих солей в нафті, мг/куб.дм;
хс
(ро) – густина нафти за температури визначення об’єму нафти, кг/куб.м.
4.3.2.16 Процес вимірювання маси нафти і нафтопродуктів об’ємно-масовим методом може бути автоматизований шляхом застосування у резервуарах вимірювального устаткування з використанням лічильників, автоматизованих густиномірів, об’єднаних до системи вимірювань маси нафти (вузли обліку нафти) або нафтопродукту.
4.3.3 Здійснення вимірювань у залізничних цистернах
4.3.3.1 Об’єм нафти і нафтопродукту в залізничних цистернах має визначатись за допомогою посантиметрових градуювальних таблиць, виходячи із заміряного рівня наповнення.
Об’єм нафти і нафтопродукту в разі, коли його рівень у залізничній цистерні виміряний у міліметрах, має визначатись за градуювальними таблицями із застосуванням методу інтерполяції.
4.3.3.2 Рівень нафти або нафтопродуктів у залізничних цистернах вимірюють метроштоками або іншими засобами вимірювання рівня з границями допустимої похибки не більше +- 2 мм.
4.3.3.3 Рівень нафти або нафтопродукту і підтоварної води вимірюють метроштоком через горловину котла залізничної цистерни у двох її протилежних точках за віссю цистерни, що збігається з повздовжньою віссю горловини. Вимірювання здійснюється відповідно до підпункту 4.3.2.7 цієї Інструкції. При цьому потрібно стежити за тим, щоб метрошток опускався на нижню твірну котла і не потрапляв у заглиблення для нижніх зливних пристроїв. Відлік на шкалі метроштока здійснюють з точністю до 1 мм.
Якщо залізнична цистерна має понад одну горловину котла, то зазначений порядок вимірювання застосовується до кожної горловини. Загальний середній рівень наливу нафтопродукту в цистерні визначається тільки після визначення середніх значень рівнів нафтопродукту в кожній горловині окремо.
4.3.3.4 Під час відвантаження та приймання нафти і нафтопродуктів вимірювання рівня і відбирання проб у залізничних цистернах необхідно здійснювати після їх відстоювання не менше 30 хвилин.
4.3.4 Визначення маси нафти і нафтопродуктів у танках наливних суден
4.3.4.1 Маса нафти і нафтопродуктів під час приймання і наливання нафтоналивних суден має визначатись за результатами вимірювань у танках суден з використанням їх градуювальних таблиць, а за довжини берегових трубопроводів до двох кілометрів – за результатами вимірювань у резервуарі підприємства.
4.3.4.2 Порядок визначення маси нафти і нафтопродуктів у нафтоналивних суднах зазначено в підпункті 5.3 цієї Інструкції.
4.3.4.3 Процес вимірювань маси нафти або нафтопродукту об’ємно-масовим методом може бути автоматизований шляхом використання під час наливання автоматизованих систем наливання із застосуванням лічильників, автоматизованих густиномірів, об’єднаних у систему вимірювань маси нафти або нафтопродукту.
4.3.4.4 Вимірювання рівня та відбирання проб нафти або нафтопродуктів у танках наливного судна виконуються після їх відстоювання не менше 30 хвилин.
4.3.5 Здійснення вимірювань у мірах повної місткості
4.3.5.1 Об’єм нафти або нафтопродукту в мірах повної місткості (автоцистернах, причепах-цистернах, напівпричепах-цистернах, автозаправниках) має визначатись за значенням повної місткості, наведеним у свідоцтві про повірку або в свідоцтві про державну метрологічну атестацію міри та/або за показами об’ємних лічильників з відносною похибкою в умовах експлуатації в усьому діапазоні температур не гіршою, ніж +- 0,25%.
4.3.5.2 До мір повної місткості нафту або нафтопродукт потрібно наливати до планки, установленої у горловині цистерни на рівні, що відповідає номінальній місткості, або за заданою дозою за показниками об’ємного лічильника з відносною похибкою в умовах експлуатації в усьому діапазоні температур не гіршою, ніж +- 0,25%.
4.3.5.3 Для визначення густини та температури нафтопродуктів під час відпуску їх в транспортні міри до повної місткості проби відбираються товарним оператором з наливного стояка через кожні дві години із записом результатів вимірювань у журналі вимірювань густини та температури, а під час відпуску нафтопродуктів у транспортні міри з інтервалом більше 2 годин проба відбирається з автоцистерни. Точність вимірювання густини та температури контролюється не менше одного разу на добу працівниками лабораторії, а в разі їх відсутності – іншою особою, призначеною наказом керівника підприємства.
Під час відпуску нафти або нафтопродуктів об’ємно-масовим динамічним методом на автоматизованих системах наливання густина та температура відпущеної дози нафти або нафтопродукту розраховуються на підставі показів потокового автоматизованого вимірювача густини і датчика температури та заносяться до товарно-транспортних накладних.
4.3.6 Здійснення вимірювань у трубопроводах
4.3.6.1 Технологічні нафтопроводи та нафтопродуктопроводи мають градуюватись працівниками підприємства, якому належать трубопроводи (або іншого підприємства), один раз на 10 років та при зміні технологічної схеми трубопроводів. Градуювальні таблиці трубопроводів затверджуються керівником підприємства, якому належать трубопроводи, або іншого підприємства, яке проводило їх градуювання.
На підприємствах, які здійснюють приймання та відпуск нафтопродуктів за результатами вимірювань у резервуарах, градуювання технологічних нафтопроводів та нафтопродуктопроводів здійснюється підприємствами, що атестовані на проведення відповідних вимірювань.
4.3.6.2 Масу нафти або нафтопродукту, що міститься у технологічному трубопроводі, визначають за сумою мас продукту окремих ділянок трубопроводу. Визначення маси нафти або нафтопродукту окремих ділянок трубопроводу визначається за їх об’ємом і середньою густиною в резервуарі на час визначення маси.
Місткість технологічного трубопроводу (або його частини) на АЗС визначають за його градуювальною таблицею, яка розробляється розрахунковим шляхом та затверджується керівником підприємства, якому належить АЗС. Розрахунки необхідно уточнювати після кожного ремонту трубопроводу.
4.3.6.3 Перед визначенням маси нафти або нафтопродукту технологічні трубопроводи мають бути повністю заповнені. Контролювання за їх заповненням здійснюється за допомогою повітряних кранів, установлених на підвищених ділянках трубопроводу.
4.3.6.4 У магістральних нафто- і нафтопродуктопроводах густина нафти і нафтопродукту може вимірюватись автоматизованими вимірювачами густини з границями допустимої похибки +- 0,1%.
За відсутності автоматизованих густиномірів густина нафти або нафтопродукту визначається за пробами, відібраними за допомогою автоматичного пробовідбірника відповідно до ДСТУ 4488.
Приведення густини нафти до умов визначення об’єму здійснюється згідно з МИ 2153-91 “ГСИ. Плотность нефти при учетно-расчетных операциях. Методика выполнения измерений ареометром” (далі – МИ 2153) за формулою
(ро)
ар
(ро) = ——————————— ; (13)
1 + (бета)(t – t ) – (гамма) Р
ар
де (ро) – значення густини нафти за показами ареометра, приведене до умов вимірювання об’єму або густини, кг/куб.м;
(ро) – покази ареометра (з урахуванням поправки на меніск),
ар
кг/куб.м;
(бета) – коефіцієнт об’ємного розширення нафти, значення якого наведені в таблиці А.1 додатка А МИ 2153, 1/град.С;
t – значення температури нафти під час вимірювання об’єму (густини) нафти, град.С;
t – покази термометра під час вимірювання густини
ap
ареометром, град.С;
(гамма) – коефіцієнт стискання нафти, значення якого наведено в таблиці А.2 додатка А МИ 2153, 1/МПа;
Р – надлишковий тиск нафти під час вимірювання об’єму (густини), МПа.
За відсутності автоматизованих густиномірів густину нафти або нафтопродукту визначають за пробами, відібраними стаціонарним пристроєм за допомогою пробозабірних трубок.
4.3.6.5 Сумарний об’єм нафти та нафтопродуктів у лінійній частині магістральних трубопроводів, приведений до атмосферного тиску, визначають за формулою
n i
V = S K * V , (14)
тр. i=1 i діл.
де V – місткість ділянки трубопроводу діаметром D та
діл.
довжиною L, що визначається за градуювальною таблицею, куб.м;
n – число ділянок трубопроводу, заповнених нафтою або нафтопродуктом;
K – коефіцієнт i-ої ділянки, що враховує розширення
i
трубопроводу та стиснення нафти або нафтопродукту від тиску;
S – знак суми.
Коефіцієнт К визначають за формулою
P + P D P + P
n k B n k
K = K * K = (1+ ——- * ————) (1 + (альфа) * ——— , (15)
1 2 2 E * (дельта) 2
де K – коефіцієнт, що враховує розширення трубопроводу від
1
внутрішнього тиску;
K – коефіцієнт, що враховує стиснення нафти або
2
нафтопродукту від тиску;
P , P – тиск на початку та на кінці ділянки трубопроводу,
n k
МПа;
D – внутрішній діаметр труби, мм;
B
(дельта) – товщина стінки труби, мм;
5
E – модуль пружності матеріалу труби (який дорівнює 2,06*10 МПа);
(альфа) – коефіцієнт стиснення нафти або нафтопродукту, що перекачується, 1/МПа.
Значення поплавкових коефіцієнтів K та K залежно від
1 2
діаметра трубопроводу, тиску та значень Е, (альфа) наведено в
додатках 18, 19 РД 39-30-1024-84 “Инструкция по учету нефти на
магистральных нефтепроводах” (далі – РД 39-30-1024).
4.3.6.6 У разі наявності самопливних ділянок об’єм нафти або нафтопродуктів визначають згідно з додатком 20 РД 39-30-1024.
4.3.6.7 Густину нафти або нафтопродукту в лінійній частині магістрального трубопроводу під час перекачування одного типу, марки і виду визначають як середнє арифметичне значення густини на початку та в кінці ділянки трубопроводу.
4.3.6.8 Температура нафти або нафтопродукту в лінійній частині трубопроводу визначається вимірюванням у місцях визначення їх густини з подальшим усередненням.
4.3.6.9 Масу брутто нафти в нафтопроводі визначають як сумарну масу на окремих ділянках нафтопроводу в тоннах. Одержаний результат округлюють до цілого значення.
n
M = S M , (16)
тр. i=1 діл.
де М – маса нафти окремої ділянки нафтопроводу, т;
діл.
n – кількість ділянок;
S – знак суми.
4.3.6.10 Масу (брутто) нафти окремої ділянки нафтопроводу визначають за місткістю нафтопроводу і густиною, яка визначається як середнє арифметичне густини на початку і в кінці ділянки або береться за середньою густиною в резервуарі або за показами ВОН і приводиться до температури і тиску в нафтопроводі згідно з МИ 2153.
(ро)
сер.
M = V * ———- , (17)
діл. діл. 1000
де V – місткість ділянки трубопроводу, куб.м;
діл.
(ро) – середня густина нафти, кг/куб.м.
сер.
4.3.6.11 Перед визначенням маси нафти або нафтопродукту технологічні трубопроводи мають бути повністю заповнені. Контролювання за їх заповненням здійснюється за допомогою повітряних кранів, установлених на підвищених ділянках трубопроводу.
За наявності самопливних ділянок
(ро)
сер.
M = К * V ———- , (18)
діл. з діл. 1000
де К – коефіцієнт заповнення нафтопроводу, який визначається
з
за додатком 36 до цієї Інструкції.
4.3.6.12 Температура нафти або нафтопродукту в лінійній частині трубопроводу вимірюється у місцях вимірювання їх густини з подальшим усередненням за кожною ділянкою.
У разі, якщо під час перекачування застосовується
підігрівання нафти, середня температура визначається за формулою
1 2
t = – t + – t , (19)
сер. 3 поч. 3 кін.
де t , t – температура відповідно на початку і на
поч. кін.
кінці ділянки нафтопроводу.
4.3.6.13 За наявності самопливних ділянок розрахункова ділянка визначається таким чином, щоб різниця тисків між початковою і кінцевою точками не перевищувала 0,3 МПа.
4.3.6.14 Об’єм нафти в лінійній частині магістрального трубопроводу та технологічних трубопроводах, приведений до атмосферного тиску, визначають за формулою
V = K * K * V , (20)
діл. P t гр.
де V – місткість ділянки трубопроводу діаметром D та
гр.
довжиною L, що визначається за градуювальною таблицею, куб.м;
K – коефіцієнт, що враховує розширення трубопроводу та
P
стиснення нафти або нафтопродукту від тиску; значення коефіцієнта
надано в таблиці 1 додатка 37;
K – коефіцієнт, що враховує вплив температури; значення
t
коефіцієнта надано в таблиці 2 додатка 37 до цієї Інструкції.
4.3.6.15 Якщо за період часу, що відповідає заповненню вказаної ділянки, на початку ділянки відбулось змінення густини (приведеної до однієї температури) більше ніж на 5 кг/куб.м, середнє значення густини розраховується за формулою
1 k
(ро) = ——- * S Q * (ро) , (21)
сер. V j=1 j j
діл.
де V – місткість трубопроводу за формулою (20);
діл.
Q – об’єм j-ої партії, виміряний на початку ділянки;
j
(ро) – густина j-ої партії, виміряна на початку ділянки;
j
k – кількість партій, необхідних для заповнення трубопроводу;
S – знак суми.
Необхідну кількість партій (k) визначають за умови
k
S Q * [1 + (бета)(t – t ) + (гамма)(Р – Р )] = V , (22)
j=1 j сер. поч. поч. сер. тр.
де (бета), (гамма) – коефіцієнти об’ємного розширення та стискання нафти, визначені згідно з МИ 2153, 1/град.С і 1/МПа відповідно;
S – знак суми.
4.3.6.16 Масову частку баласту m , %, що міститься в нафті,
тр
розраховують як середньозважене значення відповідних величин,
визначених на початку дільниці нафтопроводу на момент його
заповнення нафтою
1 k 1 k
m = —— * S m * Q * (ро) = —– * S m * M , (23)
тр. M j=1 j j j M j=1 j j
тр. тр.
де m – масова частка баласту на початку ділянки нафтопроводу
j
на момент його заповнення, %;
М – маса нафти (брутто), що міститься в трубопроводі, т;
тр.
М – маса j-ої партії, т;
j
S – знак суми.
4.3.6.17 Маса нетто нафти в лінійній частині магістрального нафтопроводу і в технологічних нафтопроводах (фактична наявність нафти) становить
M = M * (1 – 0,01 * m ) . (24)
н тр. тр.
4.3.6.18 Градуювальні таблиці на лінійну частину трубопроводу і технологічні трубопроводи складаються за місткістю одного метра трубопроводу, виходячи з внутрішнього діаметра і довжини дільниці трубопроводу.
Градуювальні таблиці коригуються при зміненні довжини або діаметра трубопроводу. До таблиці додають схему трубопроводу з позначенням довжини, внутрішнього діаметра і товщини стінки трубопроводу.
4.3.6.19 Якщо на час проведення інвентаризації на ділянці магістрального нафто- і нафтопродуктопроводу встановлено наявність різних видів і марок нафти або нафтопродуктів, масу кожного з них визначають за масою закачаних до трубопроводу партій з урахуванням скидання на пунктах здавання, скидання і підкачування на проміжних станціях та природних втрат під час транспортування нафти або нафтопродуктів, що містяться у трубопроводі.
5 Порядок приймання нафти і нафтопродуктів
5.1 Загальні положення
5.1.1 Приймання нафти і нафтопродуктів за кількістю здійснюється відповідно до вимог цієї Інструкції та договорів постачання, купівлі-продажу тощо (далі – договір).
5.1.2 Забороняється здійснювати одночасно приймання та відпуск нафти і нафтопродукту з одного і того самого резервуара у випадках, коли за результатами вимірювань у резервуарах проводяться їх приймання та відпуск.
5.1.3 Границі відносної похибки вимірювань обумовлюються договором і не мають перевищувати значень, наведених у ГОСТ 26976 для методу вимірювання маси, що застосовується вантажовідправником та вантажоодержувачем.
5.1.4 У разі надходження вантажу в технічно справних цистернах зі справними пломбами вантажовідправника і виявлення в них під час приймання нафти і нафтопродуктів нестач, що перевищують норми природних втрат і границі відносної похибки методу вимірювання маси згідно з договором, спір стосовно відшкодування нестач вирішується в порядку, передбаченому відповідним договором та діючим законодавством України.
5.1.5 У разі, якщо під час приймання нафти і нафтопродуктів виявлені надлишки, які перевищують границі відносної похибки методу вимірювання маси згідно з договором, вантажовідправнику направляється повідомлення щодо оприбуткованих надлишків, якщо інше не передбачено умовами договору.
5.1.6 У разі приймання нафти або нафтопродуктів однієї марки, які надійшли маршрутом або групою цистерн, за нестачу приймається тільки та кількість, яка перевищує надлишки, визначені за різницею суми нестач і надлишків, установлених за кожною цистерною відповідно до акта приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП (далі – форма N 5-НП) (додаток 1).
5.1.7 Вантажовідправнику направляється повідомлення стосовно оприбуткованих надлишків у тому разі, якщо вони перевищують нестачі, визначені за різницею суми надлишків та нестач, установлених за кожною цистерною згідно з актом приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП.
5.1.8 Нестача нафти і нафтопродуктів у межах норм природних втрат, що виникла в процесі їх транспортування, покладається на вантажоодержувача.
5.1.9 У разі, якщо в процесі приймання нафти або нафтопродуктів установлено, що вантаж надійшов з нестачею з вини транспортної організації, спір стосовно відшкодування нестачі вирішується в порядку, передбаченому законодавством України.
5.2 Порядок приймання нафти і нафтопродуктів під час надходження залізничним транспортом
5.2.1 Приймання нафти і нафтопродуктів може здійснюватись маршрутами, окремими партіями (від двох і більше цистерн) та окремими цистернами.
5.2.2 Маса нафти і нафтопродуктів визначається вантажоодержувачем у кожній цистерні.
5.2.3 Під час надходження залізничних цистерн вантажоодержувач до приймання нафти або нафтопродукту має перевірити:
відповідність фактичного номера і типу залізничної цистерни номеру і типу, зазначених у накладній;
технічний стан залізничної цистерни на наявність механічних ушкоджень (ум’ятин, тріщин), справність зливних пристроїв. У разі виявлення несправності цистерни, через яку можлива втрата вантажу, слід вимагати від адміністрації залізничної станції перевірки маси вантажу в цистерні, а в разі встановлення нестачі – складання технічного акта за встановленою формою;
наявність і цілісність пломб запірно-пломбувальних пристроїв (далі – ЗПП) і відбитків на них, відповідність відбитків на пломбах відбиткам, які зазначено у перевізних документах;
відповідність градуювальної таблиці на залізничну цистерну номеру залізничної цистерни.
5.2.4 Маса нафти або нафтопродукту визначається вантажоодержувачем спільно з представником залізниці в разі:
надходження нафти або нафтопродукту в несправній цистерні;
надходження нафти або нафтопродукту з несправною пломбою ЗПП чи без пломби ЗПП за наявності позначки в залізничній накладній, що вантаж прийнятий до перевезення під пломбою ЗПП;
надходження нафти або нафтопродукту зі справною пломбою ЗПП, але з ознаками нестачі, виявленої за допомогою ЗВТ, без порушення ЗПП.
У разі виявлення нестачі нафти або нафтопродукту понад норми природних втрат або їх надлишків складається комерційний акт.
5.2.5 Комісійне приймання нафти або нафтопродукту за кількістю здійснюють уповноважені наказом керівника підприємства-вантажоодержувача особи, які мають відповідну освіту, кваліфікацію та досвід роботи з питань визначення кількості нафти і нафтопродуктів у залізничних цистернах, на яких покладено відповідальність за дотримання правил приймання нафти і нафтопродуктів, установлених цією Інструкцією та іншими нормативно-правовими актами та нормативними документами.
Комісійне приймання нафти і нафтопродуктів відбувається за участі представників охоронної організації, що супроводжували нафту або нафтопродукти (у разі, якщо згідно з відповідним договором вантаж супроводжується охоронною організацією).
За потреби до приймання нафти або нафтопродуктів можуть залучатись представники незалежної експертної організації, якщо її визначено у відповідному договорі.
Особи, які беруть участь у комісійному прийманні нафти і нафтопродуктів, повинні проходити відповідну підготовку з цих питань та періодичну перевірку знань згідно з порядком, установленим керівником підприємства.
5.2.6 Результати комісійного приймання нафти або нафтопродуктів оформлюються актом приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП, який складається одразу після приймання вантажу та затверджується керівництвом підприємства не пізніше наступного дня після його складання.
Акт приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП є підставою для оприбутковування нафти і нафтопродуктів у складському обліку та відображення на відповідних рахунках бухгалтерського обліку в підзвіт матеріально відповідальних осіб.
Результати приймання нафти або нафтопродуктів однієї марки, які надійшли маршрутами або групами цистерн (від двох і більше) за однією залізничною накладною, визначаються за абсолютною величиною з врахуванням різниці між сумою надлишків та нестач нафти і нафтопродуктів одного типу і однієї марки, установлених для кожної цистерни за актом приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП.
5.2.7 Якщо приймання відбувалось у вихідний або святковий день, акт приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП необхідно затвердити в перший робочий день після вихідного або святкового дня.
Акт приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП підписується особами, які брали участь у прийманні нафти або нафтопродуктів.
Акт приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП складається у двох примірниках. У разі подання претензії вантажовідправнику або залізниці акт приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП складається у трьох примірниках, при цьому обов’язковим є додання копії документа про виклик представника вантажовідправника для участі в прийманні нафти або нафтопродуктів.
Уся кількість нафти або нафтопродуктів, що надійшла на підприємство в залізничних цистернах, зазначається в журналі обліку надходження нафти і нафтопродуктів за формою N 6-НП (додаток 2), сторінки якого шнуруються, нумеруються і скріплюються печаткою та підписом керівника підприємства. Записи в журналі робляться на підставі відвантажувальних документів і актів приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП.
5.2.8 У разі встановлення нестачі нафти або нафтопродуктів з вини вантажовідправника, яка після списання природних втрат перевищує граничнодопустиме відхилення між результатами вимірювання маси нафти та нафтопродуктів вантажовідправником і вантажоодержувачем (якщо це обумовлено умовами договору), матеріально відповідальна особа припиняє їх приймання і негайно повідомляє про це керівника свого підприємства. При цьому матеріально відповідальна особа має забезпечити зберігання кількості одержаної нафти або нафтопродуктів, а також ужити заходів, що унеможливлюють погіршення їх якості. Одночасно з припиненням приймання вантажоодержувач зобов’язаний викликати представника вантажовідправника для участі в прийманні нафти або нафтопродуктів і складанні акта приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП, якщо інше не передбачено умовами договору.
5.2.9 У разі перебування вантажовідправника з вантажоодержувачем в одному населеному пункті представник вантажовідправника за викликом вантажоодержувача зобов’язаний прибути для участі в прийманні нафти або нафтопродуктів не пізніше наступного дня після отримання повідомлення, якщо в договорі не зазначено іншого строку.
5.2.10 Представник вантажовідправника, який перебуває з одержувачем у різних населених пунктах, зобов’язаний прибути не пізніше триденного строку після отримання повідомлення, за винятком випадків, коли для прибуття транспортом необхідно більше часу (у такому разі строк для прибуття дорівнює часу, необхідному для безпечного руху транспорту), якщо більший строк не обумовлено відповідним договором. Представник вантажовідправника зобов’язаний мати довіреність на право участі в прийманні нафти та/або нафтопродуктів за кількістю, що надійшла.
У добовий строк після отримання повідомлення вантажовідправник зобов’язаний повідомити вантажоодержувача про виїзд представника.
Вантажовідправник може уповноважити інших осіб на участь у прийманні нафти або нафтопродуктів за кількістю. У цьому разі на довірену особу видається довіреність.
5.2.11 У разі відсутності в добовий строк повідомлення про виїзд представника вантажовідправника приймання нафти або нафтопродуктів відбувається за участю представника незалежної експертної організації, що обумовлено у відповідному договорі. У разі, якщо у відповідному договорі не було обумовлено незалежної експертної організації, приймання нафти та нафтопродуктів здійснюється самостійно.
Вантажоодержувач для приймання нафти та/або нафтопродуктів за кількістю створює комісію, до складу якої призначаються особи, які мають відповідну освіту, кваліфікацію та досвід роботи з питань порядку приймання та обліку нафти та/або нафтопродуктів.
5.2.12 Представнику, уповноваженому взяти участь у прийманні нафти та/або нафтопродуктів за кількістю, видається довіреність за підписом уповноваженої особи підприємства, скріплену гербовою печаткою підприємства.
У довіреності обов’язково зазначається найменування, марка та кількість нафти або нафтопродуктів, які прийматиме вповноважений представник.
Довіреність надається голові комісії і після приймання нафти або нафтопродуктів зберігається разом з актом приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП на підприємстві, де зберігаються нафтопродукти.
5.3 Порядок приймання нафти і нафтопродуктів під час надходження водним транспортом
5.3.1 Маса нафти і нафтопродуктів під час зливання з нафтоналивних суден визначається вантажоодержувачем згідно з вимірюваннями за береговими СВКН за наявності чинних градуювальних таблиць резервуарів, свідоцтв про повірку або атестацію ЗВТ, що використовуються для обліку.
5.3.2 Основною схемою обліку рекомендується застосовувати вузол обліку нафти або нафтопродуктів. У разі, якщо довжина берегових трубопроводів не перевищує двох кілометрів, резервним засобом вимірювання рекомендовано використовувати берегові резервуари.
5.3.3 Як резервний засіб вимірювання можуть використовуватись танки нафтоналивних суден за наявності чинних градуювальних таблиць і відомого значення суднового експериментального фактора (Vessel experience factor – VEF), який враховує відхилення повної місткості танкера від його розрахункового градуйованого значення за рахунок різних факторів (неточність градуювальних таблиць, наявність не видалених залишків, деформація танків тощо).
5.3.4 В окремих випадках за погодженням з територіальними органами Держспоживстандарту України допускається визначення кількості нафти і нафтопродуктів за вимірюванням у берегових резервуарах при довжині трубопроводу понад два кілометри.
Незалежно від довжини трубопроводу кількість нафти і нафтопродуктів, одержаних із суден, можна також визначати за допомогою об’ємних та масових лічильників.
5.3.5 Перед завантаженням (вивантаженням) танкера нафтою або нафтопродуктами необхідно визначити об’єм трубопроводу від берегового резервуара до суднового фланця. До і після завантаження/вивантаження танкера визначається маса нафти і нафтопродукту у трубопроводі. У разі зміни маси у трубопроводі різниця враховується під час складання коносамента (акта приймання-здавання).
При цьому похибка визначення кількості нафти або нафтопродуктів засобами вимірювальної техніки має відповідати ГОСТ 26976. Похибка балансу при завантаженні/вивантаженні судна нафтою і нафтопродуктами не має перевищувати суми похибок основної і резервної схеми, що безпосередньо забезпечують облік.
5.3.6 Перед перекачуванням до резервуара в танках суден здійснюється вимірювання маси нафти або нафтопродуктів з відбиранням проб з них згідно з ДСТУ 4488. Відібрані проби опечатуються представниками пароплавства та підприємства і зберігаються на підприємстві протягом терміну, установленого ДСТУ 4488.
Методи визначення маси нафти і нафтопродукту в пунктах завантаження і відвантаження мають бути рівноцінними. У разі визначення вантажовідправником маси нафти і нафтопродуктів за вимірюваннями в судні вантажоодержувач, крім вимірювань у судні, здійснює вимірювання прийнятої маси нафти або нафтопродукту в резервуарі.
5.3.7 Залишок нафти і нафтопродукту після зливання вимірюється у танках судна за присутності вантажоодержувача і представника пароплавства з оформленням відповідного акта.
5.3.8 Маса нафти і нафтопродуктів у берегових резервуарах і трубопроводах визначається до і після зливання.
5.3.9 Під час визначення маси нафти і нафтопродуктів у суднах вимірюються рівень і об’єм, а також температура і густина нафти або нафтопродукту в кожному танку судна аналогічно до вимірювань у резервуарі.
5.3.10 Якщо на шляху проходження нафтоналивного судна здійснюється перевалка, паузка (розвантаження і завантаження) або часткове здавання нафти і нафтопродукту у проміжних пунктах, тоді її оформлюють актом перевалки (розвантаження і навантаження) і роблять відмітку в накладній і дорожній відомості. Видача вантажу, що здійснюється за декількома коносаментами без поділу коносаментних партій за танками судна, має виконуватись з урахуванням природних втрат під час транспортування, які мають поділятися пропорційно до кількості вантажу коносаментних партій.
Вантажоодержувач, що отримав нафту або нафтопродукт під час паузки, повідомляє у п’ятиденний строк про масу прийнятого вантажу вантажовідправнику і кінцевому вантажоодержувачу.
Після прибуття судна до кінцевого пункту призначення вантажоодержувач і представник пароплавства зобов’язані звірити загальну кількість зданої нафти або нафтопродукту в кожному пункті з масою, відвантаженою згідно з накладною вантажовідправника.
5.3.11 На вимогу вантажоодержувача заявлені до початку вивантаження нафта або нафтопродукти приймаються за участю пароплавства, якщо:
нафта або нафтопродукти прибули в судні з пошкодженими вантажними відсіками або пломбами;
нафта або нафтопродукти підігріваються до і протягом вивантаження за допомогою переносних систем або несправна суднова стаціонарна система підігрівання;
якщо на шляху проходження нафтоналивного судна здійснювалася перевалка, паузка (розвантаження і завантаження) або часткове здавання нафти і нафтопродукту у проміжних пунктах;
у пункті відправлення маса нафти і нафтопродуктів визначалась за участю пароплавства.
5.3.12 Після прибуття нафтоналивного судна до пункту призначення капітан (шкіпер) вручає представнику вантажоодержувача і пароплавства комплект перевізних документів.
До перевізних документів додаються паспорт якості нафти або нафтопродукту та сертифікат відповідності (у разі, якщо продукція підлягає обов’язковій сертифікації в Україні), а також проба, яка передавалася капітану, і проба вантажовідправника.
5.3.13 З прибуттям судна з нафтою або нафтопродуктом до пункту призначення адміністрація узгоджує з терміналом порту прибуття план розвантаження судна.
5.3.14 Представники підприємства і пароплавства:
вимірюють рівень нафти або нафтопродукту (у судні та/або резервуарі);
вимірюють рівень підтоварної води і визначають її масу;
відбирають проби нафти або нафтопродукту з танків судна згідно з ДСТУ 4488;
вимірюють температуру і густину нафти або нафтопродукту;
визначають масу нафти або нафтопродукту.
У разі, якщо підтоварної води виявиться більше кількості, зазначеної у накладній, то з обводнених танків відбираються проби, які випробовуються окремо. За даними лабораторних випробувань цих проб визначається маса обводненої нафти або нафтопродукту в танках.
5.3.15 Під час бортового перевантаження нафти або нафтопродукту (з одного судна до іншого) проби відбираються із судна, що викачується, а подане під завантаження нафтоналивне судно має бути підготовлене відповідно до вимог ДСТУ 4454:2005 Нафта і нафтопродукти. Маркування, пакування, транспортування та зберігання (далі – ДСТУ 4454).
5.3.16 Якщо нафта або високов’язкі мазути вивантажуються після розігрівання “гострою парою” або з несправним паропроводом нафтоналивного судна, то їх якість визначається випробуванням проб, відібраних з резервуарів.
5.3.17 Якщо судно з нафтою або нафтопродуктом прибуло під вивантаження в аварійному, вантажостічному або водостічному стані, після бортової перевалки і паузки (розвантаження і завантаження), вимагає розігрівання нафти або нафтопродукту “гострою парою”, то підприємство приймає нафту або нафтопродукт лише за вимірюваннями у резервуарах незалежно від того, яким методом визначалась маса нафти або нафтопродукту в пункті завантаження, про що пароплавству повідомляється до вивантаження.
Якщо нафта або нафтопродукти після викачування із судна або під час здавання з перевіркою маси і якості в резервуарах, виявляться нестандартними за вмістом води та механічних домішок і вимагатимуть відстоювання, то вимірювальний люк, усі крани і засувки пломбуються пломбами пароплавства на терміни відстоювання, наведені в таблиці 1.
Терміни відстоювання нафти і нафтопродуктів
Таблиця 1
——————————————————————
| Вид вантажу |Відстоювання нафтопродуктів|
| | у годинах |
| |—————————|
| |01.05 – 31.08|01.09 – 30.04|
|————————————+————-+————-|
|Світлі нафтопродукти |12 |12 |
|————————————+————-+————-|
|Дизельне паливо |24 |30 |
|————————————+————-+————-|
|Темні нафтопродукти, нафта |36 |48 |
|————————————+————-+————-|
|Оливи |48 |48 |
——————————————————————
5.3.18 За результатами приймання оформлюється акт приймання-здавання із записом у журналі надходження нафти або нафтопродукту.
5.3.19 За результатами перевезень за період навігації між пароплавством, вантажоодержувачем та вантажовідправником здійснюються сальдові розрахунки із зарахуванням до них суднорейсів, у яких маса перевезених нафти і нафтопродуктів визначалась за участю пароплавства (у разі паузки, вивантаження у декількох пунктах, наявності залишків у суднах).
5.3.20 Терміни проведення і закінчення сальдових розрахунків за період навігації установлюються за домовленістю сторін.
5.4 Порядок приймання нафти і нафтопродуктів під час надходження автомобільним транспортом
5.4.1 Перевезення нафтопродуктів автомобільним транспортом здійснюється згідно з Правилами перевезень вантажів автомобільним транспортом в Україні, затвердженими наказом Мінтрансу України від 14 жовтня 1997 року N 363, зареєстрованими в Міністерстві юстиції України 20 лютого 1998 року за N 128/2568, та ГОСТ 27352-87 “Автотранспортные средства для заправки и транспортирования нефтепродуктов. Типы, параметры и общие технические требования”.
З прибуттям нафтопродуктів до вантажоодержувача в автоцистерні перевіряється наявність і цілісність пломб, технічний стан автоцистерни, відповідність об’єму і густини нафтопродукту в автоцистерні об’єму і густині, зазначеним у товарно-транспортній накладній на відпуск нафтопродуктів (нафти) за формою N 1-ТТН (нафтопродукт) (далі ТТН) (додаток 3), відповідність найменування, марки і виду ( залежно від масової частки сірки) нафтопродукту, зазначених у ТТН і паспорті якості на відвантажений нафтопродукт. Відповідність густини нафтопродукту під час відвантаження та приймання визначається після її приведення до температури 20 град.С відповідно до ГОСТ 3900.
5.4.2 Маса нафтопродукту в автоцистерні визначається зважуванням на автомобільних вагах або об’ємно-масовим методом.
5.4.3 Маса нафтопродуктів, розфасованих у тару, визначається зважуванням на вагах або за трафаретами на тарі (якщо нафтопродукти в заводській упаковці). Про прийнятий нафтопродукт матеріально відповідальна особа складає акт за своїм підписом, підписами водія та представника одержувача чи відправника із зазначенням їх прізвищ і посад.
5.5 Порядок приймання нафти під час надходження нафтопровідним транспортом
5.5.1 Масу нетто нафти визначають як різницю маси брутто нафти і маси баласту.
5.5.2 Масу брутто нафти вимірюють за допомогою СВКН із застосуванням потокових вимірювачів об’ємної витрати, потокових густиномірів, потокових обчислювачів витрат (об’ємно-масовий динамічний метод) або потоковими вимірювачами маси (масовий динамічний метод).
5.5.3 Границі допустимої відносної похибки методів вимірювань маси брутто і нетто нафти не мають перевищувати значень, наведених у ГОСТ 26976.
5.5.4 Визначення вмісту води, хлористих солей і механічних домішок здійснюють за відібраними відповідно до вимог ДСТУ 4488 пробами згідно з ГОСТ 2477-65 “Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды”, ГОСТ 21534 “Нефть. Методы определения содержания хлористых солей”, ГОСТ 6370-83 “Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей”.
Допускається їх визначення за допомогою потокових аналізаторів. Методики вимірювань вмісту води, хлористих солей і механічних домішок з використанням потокових аналізаторів мають бути атестовані в установленому порядку.
Випробування проб нафти здійснюється у випробувальній лабораторії сторони, що здає або приймає нафту. Випробувальна лабораторія визначається умовами договору постачання нафти.
5.5.5 На кожну СВКН власник зобов’язаний розробити інструкцію з експлуатації системи вимірювання кількості та показників якості нафти, яка затверджується керівниками сторін, що здають та приймають нафту.
5.5.6 У СВКН оброблення інформації від первинних ЗВТ та її метрологічні розрахунки виконуються поточним комп’ютером, результати вимірювань відображаються на дисплеї поточного комп’ютера, принтері і за наявності SKADA-системи персональним комп’ютером. Результати вимірювання об’єму і маси на СВКН заносять до журналу реєстрації результатів вимірювань СВКН за формою N 33-НП (додаток 4) або до оперативного листа, прочитуючи із зазначених засобів відображення інформації через проміжки часу, обумовлені в договорі постачання нафти, а також з кожною зупинкою і поновленням перекачування нафти.
5.5.7 На підставі записів у журналі реєстрації результатів вимірювань СВКН або в оперативному листі і в паспорті якості нафти оформлюють акт приймання-здавання нафти за формою N 34-НП (додаток 5). Паспорт якості, форма якого надана в Інструкції з контролювання якості нафти і нафтопродуктів на підприємствах і організаціях України, затвердженої наказом Міністерства палива та енергетики України, Державного комітету України з питань технічного регулювання та споживчої політики від 4 червня 2007 року N 271/121, зареєстрованої в Міністерстві юстиції України 4 липня 2007 року за N 762/14029, повинен бути заповнений згідно з її вимогами і є невід’ємною частиною акта приймання-здавання нафти.
Акт приймання-здавання нафти оформлюється з додаванням паспорта якості нафти в кількості примірників, установленій договором або іншою домовленістю між сторонами, які здають і приймають нафту.
У разі обліку нафти за допомогою масоміра графи 2-6, 8, 9, 11 акта приймання-здавання нафти за формою N 34-НП не заповнюють.
5.5.8 У разі оснащення СВКН SKADA-системою роздруковування документів, які є основними звітними документами, здійснюється за допомогою електронно-обчислювальної машини.
5.5.9 Посадові особи, відповідальні за приймання-здавання нафти, складання і підписання приймально-здавальних документів, призначаються наказами керівників сторін, які здають і приймають нафту.
Зразки підписів відповідальних осіб за приймання-здавання нафти зберігаються у бухгалтерських службах сторін, які здають і приймають нафту.
6 Зберігання нафтопродуктів
6.1 На всіх підприємствах ведеться облік нафти і нафтопродуктів із записом у журналі реєстрації проведення вимірювань нафтопродуктів (нафти) у резервуарах за формою N 7-НП (додаток 6) (на НПЗ у спеціальних регістрах складського обліку) для кожного резервуара з відображенням усіх технологічних операцій, що здійснюються кожною зміною.
Для підприємств, укомплектованих для зберігання світлих нафтопродуктів винятково резервуарами місткістю до 100 куб.м, ведення обліку для кожного резервуара не є обов’язковим. Відображення технологічних операцій ведеться за марками нафтопродукту.
Сторінки журналу нумеруються, шнуруються і скріплюються печаткою та підписом керівника підприємства (організації).
6.2 Дизельне паливо різних видів (залежно від масової частки сірки) повинно зберігатися в окремих резервуарах.
6.3 Нафта та нафтопродукти мають зберігатись відповідно до вимог ДСТУ 4454.
7 Порядок відпуску нафти і нафтопродуктів
7.1 Відпуск нафти споживачам здійснюється на підставі попередньо укладених договорів, а нафтопродуктів – на підставі договорів або за готівку.
7.2 Відпуск нафти і нафтопродуктів здійснюється шляхом їх відвантаження споживачам магістральними нафтопроводами та нафтопродуктопроводами, водним, залізничним і автомобільним транспортом.
7.3 Порядок відвантаження нафти і нафтопродуктів залізничним транспортом
7.3.1 Нафтопродукти перевозяться у залізничних цистернах, бункерних напіввагонах, а розфасовані в тару – у критих вагонах відповідно до вимог ДСТУ 4454. Нафта перевозиться в залізничних цистернах.
Для перевезення нафти і нафтопродуктів використовуються залізничні цистерни:
з універсальним зливальним приладом (трафарети “Бензин-нафта”, “Мазут”), а також 4- і 8-вісні цистерни вантажопідйомністю 60, 90, 120 тонн (трафарет “Бензин”);
з верхнім зливанням (трафарет “Бензин”).
У цистернах, що мають трафарет “Бензин”, дозволяється перевозити тільки світлі нафтопродукти.
7.3.2 Цистерни під наливання нафти і нафтопродуктів, бункерні напіввагони і криті вагони перед завантаженням нафтопродуктів підготовлюються згідно з ДСТУ 4454. Їх придатність для перевезення нафти і нафтопродуктів визначається вантажовідправником, який відповідає за збереження якості нафти або нафтопродуктів. Під наливання нафти або нафтопродуктів подаються справні цистерни.
7.3.3 Нафта і нафтопродукти наливаються в залізничні цистерни до рівня наповнення, передбаченого Правилами перевезення наливних вантажів, затвердженими наказом Міністерства транспорту України від 21 листопада 2000 року N 644, зареєстрованим в Міністерстві юстиції України 24 листопада 2000 року за N 861/5082 (далі – Правила перевезення наливних вантажів).
Для зменшення втрат світлих нафтопродуктів від випаровування в процесі наливання та з метою запобігання утворенню піни і зарядів статичної електрики верхнє наливання у цистерну необхідно здійснювати за допомогою рукавів (труб), що сягають дна цистерни.
7.3.4 Нафта і нафтопродукти відвантажуються маршрутами, окремими партіями та окремими цистернами.
Маса нафти і нафтопродуктів у кожній цистерні, а також маса нафтопродуктів, розфасованих у бочки, бідони та іншу тару, у критих вагонах або контейнерах визначається вантажовідправником. Тара має бути маркована відповідно до ДСТУ 4454 із зазначенням маси брутто і нетто, найменування і марки нафтопродукту з написом “Вогненебезпечно”.
7.3.5 На фасований нафтопродукт вантажовідправником складається специфікація, яка разом з паспортом якості, у якому проставлений реєстраційний номер сертифіката відповідності, додається до залізничної накладної.
7.3.6 Після завершення наливання і визначення маси налитого (завантаженого) нафтопродукту залізничні цистерни пломбуються вантажовідправником згідно з Правилами перевезення наливних вантажів.
7.3.7 Під час визначення маси нафти або нафтопродукту об’ємно-масовим методом вантажовідправник зазначає у накладній тип цистерн, найменування і марку нафтопродукту, фактичну густину за температури її вимірювання, густину за температури 20 град.С, рівень наповнення та рівень підтоварної води, вміст баласту (для нафти і темних нафтопродуктів) і масу нетто для кожної цистерни.
У разі визначення маси нафти або нафтопродуктів шляхом зважування окремих цистерн або завантаженого маршруту цистерн у накладній зазначаються найменування, марка, вид і маса (брутто і нетто) нафти або нафтопродукту та вміст баласту (для нафти і темних нафтопродуктів) у кожній окремій цистерні.
На кожну завантажену цистерну, групу цистерн або маршрут оформляються залізнична накладна, дорожня відомість, її корінець і квитанція про приймання вантажу. До накладної додаються паспорт якості нафти або нафтопродукту, копія сертифіката відповідності або свідоцтво про визнання іноземного сертифіката (якщо продукт підлягає обов’язковій сертифікації в Україні), у накладній зазначається номер аварійної картки згідно з Правилами безпеки та порядку ліквідації наслідків аварійних ситуацій з небезпечними вантажами при перевезенні їх залізничним транспортом, затвердженими наказом Міністерства транспорту України від 16 жовтня 2000 року N 567, зареєстрованими в Міністерстві юстиції України 23 листопада 2000 року за N 857/5078 (далі – Правила безпеки).
На нафтопродукти, не зазначені в додатку 5 до Правил безпеки, відправником оформляється аварійна картка, яка додається до перевізних документів з відміткою про це в накладній.
7.3.8 Корінець дорожньої відомості залишається у працівників залізниці. Квитанція, яку станція призначення видає вантажовідправнику разом з одним примірником відвантажувальної відомості за формою N 4-НП (додаток 7), є первинними документами для бухгалтерського обліку та підставою для складання рахунку-фактури, який надсилається вантажоодержувачу.
7.3.9 На кожний наливний маршрут цистерн товарний оператор складає відомість наливання і відвантаження нафти або нафтопродуктів, яка разом з доданими квитанціями передається до бухгалтерської служби, що є підставою для списання нафти або нафтопродуктів з підзвіту матеріально відповідальних осіб.
7.3.10 У разі перевезення нафти або нафтопродуктів маршрутами і групами цистерн за однією залізничною накладною паспорт якості і копія сертифіката відповідності мають бути додані в кількості не менше 5 примірників або за кількістю цистерн, якщо їх менше 5, які можуть бути використані у разі відчеплення цистерн унаслідок технічної несправності або з інших причин.
Під час відвантаження маршрутами авіаційного бензину і палива для реактивних двигунів паспорти якості мають бути додані на кожну цистерну.
7.4 Порядок відвантаження нафти і нафтопродуктів водним транспортом
7.4.1 Судно подається під завантаження в технічно справному стані та підготовлене для наливання нафти або нафтопродуктів відповідно до вимог ДСТУ 4454, а також після перевірки наявності в танках судна залишків баласту або залишків вантажу від попереднього рейсу.
7.4.2 Маса нафти і нафтопродуктів під час завантаження нафтоналивних суден визначається вантажовідправником згідно з вимірюваннями за береговими СВКН за наявності чинних градуювальних таблиць резервуарів, свідоцтв про повірку або атестацію ЗВТ, що використовуються для обліку.
7.4.3 Основною схемою обліку рекомендується застосовувати вузол обліку нафти або нафтопродуктів. У разі, якщо довжина берегових трубопроводів не перевищує двох кілометрів, резервною схемою вимірювання рекомендовано використовувати берегові резервуари.
Як резервні ЗВТ можуть бути використані танки нафтоналивних суден за наявності чинних градуювальних таблиць і відомого значення суднового експериментального фактору (Vessel experience factor – VEF), який враховує відхилення повного вмісту танкера від його розрахункового градуювального значення за рахунок різних факторів (неточність градуювальник таблиць, наявність не видалених залишків, деформування танків і т. ін.).
За погодженням з територіальними органами Держспоживстандарту України допускається визначення кількості нафти і нафтопродуктів за вимірюванням у берегових резервуарах при довжині трубопроводу понад два кілометри.
Перед завантаженням/вивантаженням танкера має бути визначений об’єм трубопроводу від берегового засобу вимірювальної техніки до суднового фланця. До і після завантаження/вивантаження танкера визначається маса нафти або нафтопродукту в трубопроводі. У разі змінення маси в трубопроводі різниця враховується під час складання коносамента (акта приймання-здавання).
При цьому похибка визначення маси нафти або нафтопродукту має відповідати ГОСТ 26976. Похибка балансу не має перевищувати сумарної похибки ЗВТ (танка, вузла обліку або резервуарів).
7.4.4 Капітан (шкіпер) нафтоналивного судна, що прибуло під завантаження, повинен надати акт про залишок на ньому нафти та/або нафтопродукту. Представник вантажовідправника за участю представника пароплавства має звірити фактичну наявність з даними за актом. У разі перевищення допустимого залишку необхідно вимагати від пароплавства підготовку судна відповідно до вимог ДСТУ 4454.
7.4.5 У разі визначення маси нафти і нафтопродукту під час завантаження за вимірюваннями в судні проби відбираються з танків наливного судна згідно з вимогами ДСТУ 4488.
Із відібраних проб складається сукупна проба, яка розливається до трьох пляшок. Упаковка та маркування проб проводяться згідно з ДСТУ 4488. Етикетки підписуються представниками вантажовідправника та пароплавства.
Одна пляшка з пробою нафти або нафтопродукту призначається для лабораторних випробувань під час приймання (здавання), друга – з печаткою пароплавства – передається для зберігання як арбітражна у лабораторію підприємства (на випадок виникнення необхідності в арбітражному випробуванні), а третя – з печаткою підприємства-вантажовідправника – вручається капітану (шкіперу) судна для передачі вантажоодержувачу.
Для нафти або нафтопродукту, призначеного для експорту сукупну пробу розливають до п’яти пляшок, з яких одна призначається для лабораторних випробувань під час приймання (здавання), дві – з печаткою пароплавства – передаються для зберігання у лабораторію підприємства як арбітражні (на випадок необхідності проведення випробувань у разі виникнення розбіжностей в оцінці якості нафти або нафтопродуктів у вантажовідправника і вантажоодержувача) і дві – з печаткою підприємства-вантажовідправника – передаються капітану (шкіперу) судна для зберігання однієї пляшки на судні, а другої пляшки для передачі вантажоодержувачу.
У разі визначення маси під час завантаження за вимірюваннями в берегових резервуарах проби нафти або нафтопродукту відбираються з резервуарів згідно з ДСТУ 4488.
7.4.6 За узгодженням між вантажовідправником і пароплавством танки нафтоналивних суден після завантаження в кожному окремому випадку пломбуються пломбами вантажовідправника.
7.4.7 Нафтовантажі оформлюються перевізними документами.
Дані щодо вимірювань нафти і нафтопродуктів у резервуарах і танках судна до і після навантаження зазначаються у накладній або в акті з посиланням на метод вимірювання.
До перевізних документів додаються паспорт якості навантажених нафти або нафтопродукту, сертифікат відповідності (у разі, якщо продукція підлягає обов’язковій сертифікації в Україні) і відібрана проба нафти або нафтопродукту, які передаються капітану (шкіперу) судна.
7.4.8 Якщо нафта або нафтопродукт адресується двом або декільком вантажоодержувачам однієї юридичної особи, то таке перевезення оформлюють одним комплектом документів. При цьому в перевізних документах у графі “Пункт призначення” зазначають кінцевий пункт призначення, а масу нафти або нафтопродукту до кожного пункту призначення зазначають на вільному полі документа і засвідчують підписом вантажовідправника.
7.5 Порядок відпуску нафти та нафтопродуктів автомобільним транспортом
7.5.1 Нафта і нафтопродукти вантажоодержувачам постачаються централізовано або вивозяться самостійно вантажоодержувачем. Контролювання наливання нафти або нафтопродуктів здійснює оператор автоматизованої системи наливу, а кількість налитого до міри повної місткості продукту здійснюється водієм автоцистерни на підставі договору постачання.
7.5.2 Відпуск нафти або нафтопродуктів до мір повної місткості здійснюється лише за наявності свідоцтва про її повірку. За наявності простроченого свідоцтва про повірку відпуск нафти або нафтопродуктів до мір повної місткості забороняється.
7.5.3 Міри повної місткості з нафтопродуктами під час їх відвантаження мають пломбуватись вантажовідправником (якщо інше не передбачено договором).
7.5.4 Нафтопродукти відпускаються у технічно справну та чисту тару відповідно до вимог ДСТУ 4454 після пред’явлення представником вантажоодержувача доручення і свідоцтва про повірку автоцистерни.
7.5.5 На вимогу вантажоодержувача може застосовуватись вибіркове контрольне зважування розфасованих нафтопродуктів. За відсутності розбіжностей у вимірюванні маси брутто із зазначеною на тарі маса нафтопродукту визначається за трафаретом на тарі.
7.5.6 Відпуск нафти і нафтопродуктів до мір повної місткості та нафтопродуктів, розфасованих до тари, оформлюється ТТН у чотирьох примірниках, з яких:
перший – залишається у товарного оператора вантажовідправника і є первинним документом складського обліку з подальшим здаванням до бухгалтерської служби підприємства;
другий – використовується водієм як перепустка під час виїзду з підприємства, а після виїзду – залишається в охорони підприємства з подальшим здаванням до бухгалтерської служби підприємства;
третій та четвертий – засвідчені підписом представника вантажоодержувача та відміткою про час виїзду з підприємства – передаються перевізнику. При цьому третій примірник є супровідним документом вантажу і після його здавання передається вантажоодержувачу. Четвертий примірник передається експедитору (водію) і є підставою для обліку транспортної роботи.
Бланки ТТН на підприємстві є документами суворої звітності.
7.5.7 ТТН на вивезення нафти або нафтопродуктів автотранспортом вантажоодержувача оформлюється на підставі довіреності вантажоодержувача, а під час постачання вантажовідправником – на підставі подорожнього листа автотранспортного підприємства.
7.5.8 Відпуск нафти або нафтопродуктів здійснюється в день оформлення ТТН за наявності усіх її примірників.
У ТТН оператор зазначає номер резервуара, з якого відпущено нафту або нафтопродукт, розписується в ній і здає для оформлення. У ТТН зазначаються найменування, марка та вид нафти або нафтопродукту, об’єм, маса, густина і температура, за якої визначалась густина, а також дата і час виїзду автоцистерни з підприємства.
7.5.9 Заміну однієї марки та виду нафти або нафтопродукту іншою або дописування у ТТН нових найменувань і марок нафтопродуктів заборонено.
7.5.10 ТТН на відпущені зі складу нафту або нафтопродукти здаються до бухгалтерської служби не пізніше першої половини наступного дня разом з реєстром, який складається у двох примірниках. Реєстр підписують начальник цеху (старший оператор) та бухгалтер.
7.5.11 На відпущені нафту або нафтопродукти за заданою дозою на автоматизованих системах наливання ТТН оформлюється після завершення наливання за фактичними показниками лічильних механізмів.
8 Порядок приймання і здавання нафтопродуктів з нафтопродуктопроводів
8.1 Приймання та здавання нафтопродуктів здійснюються у резервуарах вантажоодержувача або вузлах обліку (якщо інше не передбачено умовами постачання нафтопродуктів за договором).
Забороняється здійснювати одночасно приймання та здавання нафтопродукту з одного й того самого резервуара.
8.2 Резервуари і трубопроводи необхідно обладнати стаціонарними пристроями для відбирання проб згідно з ДСТУ 4488.
8.3 Технологічна обв’язка і запірна арматура резервуарів і вузлів обліку не повинні допускати перетікання і витікання нафтопродуктів.
8.4 Приймання та здавання нафтопродукту здійснюються у разі наявності паспорта якості на залишок нафтопродукту в резервуарі, який підтверджує його відповідність вимогам нормативних документів.
8.5 Приймання і здавання нафтопродуктів у резервуарах здійснюються вповноваженими представниками вантажовідправника та вантажоодержувача не раніше ніж після двогодинного відстоювання.
8.6 Вантажоодержувач у присутності вантажовідправника перевіряє закриття і герметичність видаткових та інших засувок резервуарів, що технологічно сполучені з приймальною лінією, пломбує їх та відображає це в журналі реєстрації пломб.
Після завершення здавання нафтопродуктів та оформлення акта приймання-здавання нафтопродуктів з нафтопродуктопроводів за формою N 8-НП (додаток 8) пломби знімаються.
Засувки, розташовані в кінці трубопроводів та відведень після завершення здавання нафтопродуктів закриваються та пломбуються вантажовідправником і вантажоодержувачем.
8.7 Маса нафтопродуктів, що надійшли з нафтопродуктопроводів та їх відведень, визначається представниками вантажовідправника та вантажоодержувача.
8.8 Вантажовідправник має право за участю представників вантажоодержувача перевірити стан обліку нафтопродуктів, що здаються на підприємство нафтопродуктозабезпечення.
Результати перевірок та вжиті заходи в разі виявлення надлишків і нестач повідомляються у письмовій формі керівництву вантажовідправника та вантажоодержувача.
8.9 Приймання-здавання нафтопродуктів здійснюється шляхом закачування їх із магістрального нафтопродуктопроводу через відведення до резервуарів підприємства нафтопродуктозабезпечення з подальшим здаванням цих нафтопродуктів.
8.10 Контролювання за рівнем наповнення нафтопродукту в резервуарі здійснюється через кожні дві години спільно представниками вантажовідправника і вантажоодержувача за показниками об’ємного лічильника або шляхом вимірювання рівня за допомогою стаціонарних або переносних засобів вимірювальної техніки.
Дані про надходження нафтопродукту на підприємство нафтопродуктозабезпечення за кожні дві години повідомляються перекачувальній станції, яка, у свою чергу, передає їх підприємству нафтопродуктовідного транспорту.
8.11 Кінцевий вузол засувок відведень на території підприємства нафтопродуктозабезпечення незалежно від його належності вантажовідправнику або вантажоодержувачу має огороджуватись і замикатись.
Вантажовідправник спільно з вантажоодержувачем закриває огорожу, пломбує кінцеві засувки відводу і здає їх під охорону підприємства вантажоодержувача з записом у журналі реєстрації відкриття і закриття засувок кінцевого вузла відведення та їх опломбування за формою N 9-НП (додаток 9) та журналі реєстрації стану засувок кінцевого вузла відведення та здавання вузла під охорону за формою N 10-НП (додаток 10).
8.12 Вантажоодержувач забезпечує постачальника технічною документацією підприємства нафтопродуктозабезпечення (технологічною схемою, технологічною картою експлуатації резервуарів, градуювальними таблицями резервуарів і трубопроводів).
8.13 Об’єм і масу нафтопродукту, прийнятого з відведення магістрального нафтопродуктопроводу, представники вантажовідправника і вантажоодержувача визначають шляхом спільних вимірювань рівня, густини і температури нафтопродукту, а також підтоварної води в резервуарі вантажоодержувача до і після закачування і оформлюють актом приймання-здавання нафтопродуктів з нафтопродуктопроводів за формою N 8-НП.
8.14 За результатами приймання-здавання нафтопродуктів за місяць на перше число місяця, наступного за звітним, складається зведений акт приймання-здавання нафтопродуктів за формою N 11-НП (додаток 11).
9 Порядок складання товарного балансового звіту
9.1 Товарний балансовий звіт складається підприємством на підставі балансів структурних підрозділів на перше число кожного місяця на підставі актів приймання-здавання нафтопродуктів за цей період, результатів інвентаризації та інших документів.
9.2 Товарний балансовий звіт перекачувальних станцій за формою N 12-НП (додаток 12) складається матеріально відповідальними особами в трьох примірниках, з яких два – передаються підприємству нафтопродуктопровідного транспорту, а один – залишається у матеріально відповідальної особи.
9.3 На підставі товарного балансового звіту перекачувальних станцій у двох примірниках складається зведений товарний балансовий звіт за формою N 12-НП за місяць нарощувальним підсумком за квартал, рік. Один примірник товарного балансового звіту залишається у перекачувальної станції, а другий – разом з примірником товарного балансового звіту перекачувальної станції – передається до бухгалтерської служби підприємства трубопровідного транспорту для звірення залишків нафтопродуктів з бухгалтерським обліком.
10 Порядок приймання і відпуску нафтопродуктів на автозаправних станціях
10.1 Облік руху нафтопродуктів на АЗС здійснюється в одиницях об’єму.
10.2 Порядок приймання нафтопродуктів на автозаправних станціях
10.2.1 Приймання нафтопродуктів, що надійшли автомобільним транспортом від постачальників, здійснюється працівниками автозаправної станції за марками та видами (дизельне паливо залежно від масової частки сірки) за даними товарно-транспортних накладних у разі наявності паспорта якості та копії сертифіката відповідності. Приймання нафтопродуктів здійснюється відповідно до вимог робочої інструкції оператора АЗС та інструкції з охорони праці, які повинні бути затверджені керівником підприємства, якому належить АЗС.
10.2.2 Перед зливанням нафтопродуктів з автоцистерни оператору АЗС необхідно:
перевірити наявність і непошкодженість пломб;
переконатись у справності резервуара і його обладнання, технологічних трубопроводів і правильності функціонування запірної арматури;
виміряти рівень нафтопродукту в резервуарі;
переконатись у наявності і справності засобів пожежогасіння, правильності заземлення автоцистерн і справності її зливального пристрою;
переконатись у наявності та придатності до застосування жорсткого буксира для відбуксирування автоцистерни в разі пожежі;
ужити заходів щодо запобігання розливанню нафтопродукту;
переконатись, що двигун автоцистерни вимкнено (під час зливання самопливом або під тиском);
проконтролювати рівень наповнення автоцистерни;
визначити за свідоцтвом про повірку автоцистерни об’єм автоцистерни і перевірити одержаний результат на відповідність об’єму, зазначеному в ТТН:
відібрати пробу з автоцистерни в тару відповідно до ДСТУ 4488, виміряти густину і температуру нафтопродукту. Опечатати пробу за підписами своїм та водія автоцистерни, надати номер і зберігати її протягом 10 діб;
проконтролювати наявність в автоцистерні підтоварної води.
Одержані результати вимірювань густини і температури нафтопродукту зазначаються у ТТН та журналі обліку надходження нафтопродуктів на АЗС за формою N 13-НП (додаток 13). Сторінки журналу необхідно пронумерувати, прошнурувати і скріпити печаткою суб’єкта підприємницької діяльності.
10.2.3 Зливання нафтопродукту має контролюватись оператором і водієм від його початку і до завершення.
10.2.4 Забороняється приймати нафтопродукти на АЗС у разі:
відсутності пломб вантажовідправника, їх порушення (у випадках пломбування автоцистерни) або невідповідності відбитка, що вказані в ТТН;
відсутності свідоцтва про повірку автоцистерни;
несправності зливного пристрою автомобільної цистерни;
несправності заземлювального пристрою;
під час грози;
неналежного оформлення або відсутності ТТН;
наявності підтоварної води і механічних домішок в нафтопродукті;
невідповідності якості нафтопродукту вимогам нормативного документа;
відсутності паспорта якості на нафтопродукт або неналежного його оформлення (відсутність номера, марки та виду, заповнення не за всіма показниками якості);
відсутності копії сертифіката відповідності.
10.2.5 Нафтопродукти, поставлені на АЗС в автомобільних цистернах, необхідно злити повністю. Оператор, який приймає нафтопродукти, зобов’язаний особисто переконатися в цьому, оглянувши цистерну після зливання нафтопродуктів.
10.2.6 Нафтопродукти повинні бути прийняті в резервуари за їх марками та видами (дизельне паливо за масовою часткою сірки).
10.2.7 У процесі приймання нафтопродукту оператор зобов’язаний стежити за рівнем продукту в резервуарі, не допускаючи переповнення резервуара і розлиття нафтопродукту.
10.2.8 У разі відсутності розходження між фактично прийнятою кількістю нафтопродукту і кількістю, зазначеною у ТТН, оператор проставляє час надходження автоцистерни на АЗС і власним підписом в накладній засвідчує її приймання. Один примірник ТТН залишається на АЗС, а два – повертаються водієві, який поставляв нафтопродукт.
10.2.9 У разі виявлення невідповідності фактично виміряної температури, густини і кількості нафтопродукту значенням, наведеним у ТТН, дозволяється за погодженням вантажовідправника його зливання до резервуара за умови відсутності підтоварної води в автоцистерні. У такому разі приймання нафтопродуктів здійснюють за фактично виміряними результатами за різницею об’ємів нафтопродукту, виміряних в резервуарі до і після його зливання. У разі виявлення розходження кількості нафтопродукту, виміряної в резервуарі, з даними ТТН складається акт довільної форми за підписами працівників АЗС та водія в чотирьох примірниках, з яких перший додається до змінного звіту під час передавання його в бухгалтерську службу підприємства, другий – надається представнику вантажовідправника, третій – водію, а четвертий – залишається на АЗС. Про фактично прийнятий нафтопродукт робиться відповідна позначка на всіх примірниках ТТН. В акті повинні бути зазначені рівні нафтопродукту в резервуарі до і після зливання, об’єм прийнятого нафтопродукту, густини за ТТН і за вимірюваннями в резервуарі після зливання, приведені до 20 град.С за ГОСТ 3900, та кількість нестачі нафтопродукту. При визначенні нестачі нафтопродуктів повинна враховуватись відтворюваність результатів вимірювання густини відповідно до ГОСТ 3900. Установлена нестача підлягає відшкодуванню вантажовідправником відповідно до чинного законодавства України.
10.2.10 На підставі ТТН та акта приймання (у разі його наявності) оператор АЗС має оприбуткувати прийнятий нафтопродукт за марками та видами (дизельне паливо залежно від масової частки сірки), тобто зробити необхідні записи в журналі обліку надходження нафтопродуктів на АЗС за формою N 13-НП. Дані про оприбутковані нафтопродукти заносяться до змінного звіту АЗС за формою N 17-НП (додаток 14).
10.2.11 Об’єм нафтопродукту, прийнятого АЗС з трубопроводу, визначається представниками вантажовідправника і АЗС за вимірюваннями (до і після перекачування) рівня, температури та густини нафтопродукту і рівня підтоварної води в резервуарі АЗС.
Після завершення перекачування нафтопродукту засувка на трубопроводі від підприємства до АЗС пломбується представником підприємства, а пристрій для пломбування зберігається у керівника підприємства.
На зданий з нафтопродуктопроводу нафтопродукт складається акт приймання-здавання нафтопродуктів з трубопроводу на АЗС за формою N 15-НП (додаток 15) у двох примірниках, який підписують представники вантажовідправника та АЗС.
Перший примірник акта подається до бухгалтерської служби вантажовідправника і є підставою для списання нафтопродукту з підзвіту матеріально відповідальних осіб, а другий – залишається на АЗС і додається до змінного звіту.
10.2.12 Приймання нафтопродуктів, розфасованих до дрібної тари, здійснюється за наявності кількості місць і відповідності трафаретів даним, зазначеним у ТТН. У разі негерметичності тари, невідповідності її вимогам ДСТУ 4454 вантажовідправнику надсилається повідомлення і складається відповідний акт.
10.3 Порядок відпуску нафтопродуктів
10.3.1 Відпуск нафтопродуктів за готівку
10.3.1.1 Розрахунки під час відпуску нафтопродукту власникам автотранспорту за готівку здійснюються на АЗС з використанням РРО, які відповідають технічним вимогам до їх застосування та внесені до Державного реєстру реєстраторів розрахункових операцій згідно з Положенням про Державний реєстр реєстраторів розрахункових операцій, затвердженим постановою Кабінету Міністрів України від 29 серпня 2002 року N 1315.
10.3.1.2 ПРК мають забезпечувати індикацію ціни нафтопродукту, кількості та загальної вартості виданої дози нафтопродукту.
10.3.1.3 Облік реалізації нафтопродуктів ведеться через зареєстрований, опломбований у встановленому порядку та переведений до фіскального режиму роботи РРО з роздрукуванням відповідних розрахункових документів, що підтверджують виконання розрахункових операцій кожною АЗС, яка здійснює розрахунки із споживачами готівкою. Відпуск нафтопродуктів за готівку відображається у Змінному звіті АЗС за формою N 17-НП.
10.3.1.4 Реєстрація, опломбування та застосування РРО повинні проводитися відповідно до Порядку реєстрації, опломбування та застосування реєстраторів розрахункових операцій за товари (послуги), затвердженого наказом Державної податкової адміністрації України від 1 грудня 2000 року N 614, зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 5 лютого 2001 року за N 107/5298.
10.3.1.5 Готівка, отримана від реалізації нафтопродуктів на АЗС, здається до каси підприємства або перераховується на поточний рахунок через відділення зв’язку або інкасується до банківської установи.
10.3.2 Відпуск нафтопродуктів за відомостями
10.3.2.1 Відпуск нафтопродуктів за безготівковим розрахунком за відомостями здійснюється АЗС на підставі договорів, укладених між підприємством та споживачем. Відпуск нафтопродуктів відображається у відомості на відпуск нафтопродуктів за формою N 16-НП (додаток 16).
Кількість відпущеного нафтопродукту фіксується у відомості, яка ведеться безпосередньо на АЗС, що підтверджується підписами оператора АЗС та водія.
10.3.2.2 Підприємства, АЗС на підставі відомостей про відпуск нафтопродуктів періодично, але не менше одного разу на місяць, виписують зведені відомості-рахунки кожному споживачу за марками нафтопродуктів та цінами, установленими протягом місяця. У рахунках обов’язково зазначаються кількість та загальна вартість відпущених нафтопродуктів, у тому числі податок на додану вартість.
Звіряння розрахунків з споживачами за відпущені нафтопродукти здійснюється щомісяця не пізніше п’ятого числа наступного за звітним місяця.
Відпуск дизельного палива за відомостями відображається у змінному звіті АЗС за формою N 17-НП за марками та видами.
10.3.3 Відпуск нафтопродуктів за талонами
10.3.3.1 Форму, зміст та ступінь захисту бланків талонів установлює емітент талона. При цьому необхідними елементами змісту талона є його серійний та порядковий номери.
10.3.3.2 Заправлення за талонами відображається у змінному звіті АЗС за формою N 17-НП.
10.3.4 Відпуск нафтопродуктів за платіжними картками
10.3.4.1 Відпуск нафтопродуктів за платіжними картками здійснюється на підставі вимог Закону України “Про платіжні системи та переказ коштів в Україні” та Положення про порядок емісії платіжних карток і здійснення операцій з їх застосуванням, затвердженого постановою Правління Національного банку України від 19 квітня 2005 року N 137, зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 19 травня 2005 року за N 543/10823, та інших нормативно-правових актів.
10.3.4.2 Відпуск нафтопродуктів за платіжними картками відображається у змінному звіті АЗС за формою N 17-НП.
10.4 Порядок приймання-передавання зміни на АЗС
10.4.1 На АЗС здійснюється оперативне кількісне контролювання, результати якого використовуються для ведення обліку, звіряння кількості отриманих і відпущених нафтопродуктів. Кількісний облік нафтопродуктів на АЗС здійснюється за формою змінного звіту АЗС N 17-НП.
10.4.2 Під час приймання-передавання зміни оператори АЗС:
визначають залишки нафтопродуктів на кінець зміни з урахуванням залишків на початок зміни (цей залишок переноситься з графи “обліковий залишок попередньої зміни”), надходження нафтопродуктів за зміну, які підтверджено відповідними документами, та кількості відпущених за зміну нафтопродуктів за сумарними показниками лічильників усіх ПРК, ОРК (обліковий залишок);
вимірюють загальний рівень нафтопродуктів і рівень підтоварної води в кожному резервуарі та за результатами вимірювань визначають об’єм нафтопродуктів (фактичний залишок);
роздруковують на РРО фіскальний звітний чек і визначають обсяг виконаних розрахункових операцій, що заносяться до фіскальної пам’яті;
передають залишок готівки;
перевіряють наявність та фіксацію у місцях, передбачених експлуатаційним документом, свинцевих пломб з відбитком повірочного тавра та відповідність відбитку цих тавр у формулярах на ПРК, ОРК.
У разі встановлення розбіжності фактичної і облікової кількості нафтопродуктів у резервуарі в границях відносної похибки методу вимірювання маси згідно з ГОСТ 26976 зміна передається і приймається за обліковим залишком нафтопродукту. Перевищення фактичного залишку на кінець зміни над обліковим залишком на кінець зміни понад допустиме граничне відхилення фіксується у змінному звіті. У разі перевищення розбіжності фактичної і облікової кількості нафтопродуктів у резервуарі понад зазначених норм керівництво повинно вжити заходів щодо проведення позачергової інвентаризації. До встановлення обставин перевищення фактичного залишку на кінець зміни над обліковим залишком на кінець зміни понад допустиме граничне відхилення обліковий залишок не корегується.
10.4.3 Після завершення зміни оператором АЗС складається змінний звіт АЗС за формою N 17-НП у двох примірниках, з яких один з доданими ТТН здається до бухгалтерської служби, а другий – залишається на АЗС.
10.4.4 Точність роботи ПРК, ОРК перевіряється еталонними мірниками другого розряду з періодичністю, установленою керівником підприємства, а також у разі надходження претензій від споживачів на кількість відпущеного нафтопродукту або на їх вимогу. Реєстрація перевірок здійснюється у журналі реєстрації перевірок ПРК (ОРК) на точність відпуску нафтопродуктів за формою N 2-НП (додаток 17).
ПРК, ОРК продуктивністю до 100 літрів на хвилину перевіряються на точність роботи еталонними мірниками другого розряду номінальною місткістю 10 л або 20 л, продуктивністю більше 100 літрів на хвилину – еталонними мірниками другого розряду номінальною місткістю 20 л або 50 л.
Комісійна перевірка за допомогою еталонних мірників точності роботи лічильників ПРК, ОРК та перевірки точності відпуску нафтопродуктів ПРК, ОРК за претензіями споживачів додатково оформлюються актом перевірки ПРК (ОРК) на точність відпуску нафтопродуктів на АЗС та зливання їх після перевірки до резервуарів за формою N 1-НП (додаток 18). Нафтопродукти з мірника необхідно злити до резервуарів АЗС.
11 Змішування нафтопродуктів
11.1 У разі змішування нафтопродуктів унаслідок перекачування різних марок і видів нафтопродуктів одним нафтопродуктопроводом, приймання різних марок нафтопродуктів по одному трубопроводу, зливання різних марок і видів (дизельне паливо залежно від масової частки сірки) нафтопродуктів до одного резервуара або на залишок іншого нафтопродукту без відповідного зачищення керівник призначає комісію, яка встановлює причини змішування, кількість та якість змішаних нафтопродуктів, а також можливість відновлення їх якості або переведення до іншої марки.
Ця вимога не поширюється на змішування нафтопродуктів передбаченого процесом виробництва на НПЗ.
11.2 У разі відновлення якості нафтопродукту, що не відповідає вимогам нормативного документа, нафтопродуктом, який має запас якості за відновлювальним показником, комісія складає акт довільної форми.
11.3 У разі переведення однієї марки нафтопродукту, що не відповідає вимогам нормативного документа на нього, до іншої марки комісія складає акт переведення нафтопродуктів (нафти) з однієї марки до іншої за формою N 18-НП (додаток 19). Акт та пояснення матеріально відповідальних осіб розглядаються керівником підприємства, який приймає рішення щодо відшкодування збитків.
Сума збитків від змішування нафтопродуктів у разі, якщо конкретних винних осіб не встановлено, визнається іншими витратами операційної діяльності підприємства.
Вартість нафтопродуктів, які використані для змішування і доведення якості нестандартних нафтопродуктів до вимог нормативних документів, уключається до вартості нафтопродуктів, якість яких відновлена змішуванням.
12 Збирання та відпуск відпрацьованих нафтопродуктів
12.1 Підприємства, які здійснюють переробку, утилізацію або знищення відпрацьованих нафтопродуктів, проводять в установленому порядку атестацію виробництва на відповідність обов’язковим вимогам, що встановлені нормативно-правовими актами та нормативними документами з охорони навколишнього природного середовища, а також на відповідність санітарним і пожежним нормам, правилам та нормативам екологічної безпеки у відповідності до вимог Закону України “Про вилучення з обігу, переробку, утилізацію, знищення або подальше використання неякісної та небезпечної продукції”.
12.2 Відпрацьовані нафтопродукти можуть прийматись підприємствами нафтопродуктозабезпечення від суб’єктів підприємницької діяльності згідно з ГОСТ 21046-86 “Нефтепродукты отработанные. Общие технические условия” (далі – ГОСТ 21046) за результатами лабораторних випробувань. АЗС приймають відпрацьовані нафтопродукти від власників автомобільного транспорту без проведення лабораторних випробувань.
Підприємство має забезпечити облік та здавання відпрацьованих нафтопродуктів на перероблення в установленому порядку або на реалізацію іншим підприємствам.
12.3 Відпрацьовані нафтопродукти здають і приймають партіями. Партією вважається будь-яка кількість відпрацьованих нафтопродуктів, що відповідає за якістю вимогам однієї з груп, визначених ГОСТ 21046, супроводжується одним документом і направляється одночасно за одним місцезнаходженням.
12.4 На кожну партію відпрацьованих нафтопродуктів, що здаються для перероблення, надається накладна із зазначенням маси та групи відпрацьованих нафтопродуктів. До накладної додається паспорт якості, у якому зазначаються густина, в’язкість, наявність води і механічних домішок, температура спалаху у відкритому тиглі та висновок лабораторії про належність відпрацьованого нафтопродукту до відповідної групи. У разі потреби якість відпрацьованих нафтопродуктів уточнюється в лабораторії шляхом їх випробувань на відповідність ГОСТ 21046.
12.5 Приймання відпрацьованих нафтопродуктів на підприємствах здійснюється особами, уповноваженими керівництвом і на яких покладено відповідальність за суворе дотримання установлених правил.
12.6 На підставі прибуткових і видаткових документів ведеться журнал обліку приймання і реалізації відпрацьованих нафтопродуктів за формою N 19-НП (додаток 20).
12.7 Відпрацьовані нафтопродукти зберігаються за групами в окремих резервуарах, які мають забезпечити збереження їх якості, визначеної під час приймання.
13 Порядок інвентаризації
13.1 Інвентаризація нафти та нафтопродуктів на підприємствах і в організаціях (крім бюджетних) здійснюється відповідно до Інструкції по інвентаризації основних засобів, нематеріальних активів, товарно-матеріальних цінностей, грошових коштів і документів та розрахунків, затвердженої наказом Міністерства фінансів України від 11 серпня 1994 року N 69, зареєстрованої в Міністерстві юстиції України 26 серпня 1994 року за N 202/412, а в установах бюджетної сфери – відповідно до Інструкції з інвентаризації матеріальних цінностей, розрахунків та інших статей балансу бюджетних установ, затвердженої наказом Головного управління Державного казначейства України від 30 жовтня 1998 року N 90, зареєстрованої в Міністерстві юстиції України 16 листопада 1998 року за N 728/3168.
Особливості проведення інвентаризації нафти та нафтопродуктів на підприємствах наведені нижче.
13.2 Інвентаризації підлягають нафта (газовий конденсат) і нафтопродукти, що містяться у резервуарах і технологічних трубопроводах НПЗ, наявних на підприємстві транспортних засобах та тарі незалежно від права власності, а також готівка на АЗС. Інвентаризації підлягають також нафта і нафтопродукти, які згідно з договорами зберігаються на терміналах інших суб’єктів господарювання.
Інвентаризація нафти та нафтопродуктів на підприємствах проводиться не рідше одного разу на місяць.
13.3 Основною метою інвентаризації є:
виявлення фактичної наявності нафти та нафтопродуктів за марками і видами, а також суми готівки на АЗС;
зіставлення фактичної наявності нафти та нафтопродуктів за марками і видами з даними бухгалтерського обліку;
виявлення нестандартних нафтопродуктів;
перевірка дотримання умов та порядку зберігання нафти та нафтопродуктів, а також готівки на АЗС.
13.4 Відповідальність за організацію інвентаризації, правильне та своєчасне її здійснення покладається на керівника підприємства.
13.5 Для здійснення інвентаризації розпорядчим документом керівника підприємства створюються робочі і постійно діючі інвентаризаційні комісії, до складу яких залучаються особи, що мають досвід здійснення інвентаризації. Забороняється вводити до складу робочої інвентаризаційної комісії головного бухгалтера підприємства та матеріально відповідальних осіб.
Забороняється призначати головою робочої інвентаризаційної комісії у тих самих матеріально відповідальних осіб одного й того самого працівника два рази підряд.
Розпорядчим документом керівника підприємства установлюються терміни початку та завершення робіт з інвентаризації.
13.6 На підприємствах (організаціях), де внаслідок великого обсягу робіт здійснення інвентаризації не може бути забезпечено однією робочою комісією, створюється декілька комісій.
13.7 Робочі інвентаризаційні комісії:
здійснюють інвентаризацію нафти та нафтопродуктів;
разом з представниками бухгалтерської служби підприємства беруть участь у визначенні результатів інвентаризації і розробляють пропозиції щодо заліку нестач і надлишків, а також списання нестач у межах природних втрат;
уносять пропозиції з питань упорядкування приймання, зберігання та відпуску нафти та нафтопродуктів, удосконалення обліку та кількісного їх збереження;
відповідають за своєчасність і додержання порядку здійснення інвентаризації відповідно до розпорядження керівника підприємства за повноту та точність внесення до актів інвентаризації даних про фактичну наявність нафтопродуктів та готівки;
оформлюють акт інвентаризації нафти та нафтопродуктів на підприємствах за формою N 24-НП (додаток 21), на АЗС – акт інвентаризації на АЗС за формою N 25-НП (додаток 22).
13.8 Постійно діючі інвентаризаційні комісії:
здійснюють профілактичну роботу із забезпечення кількісного збереження нафти та/або нафтопродуктів, заслуховують на засіданнях керівників структурних підрозділів про проведену роботу щодо недопущення наднормативних нестач нафти та/або нафтопродуктів;
організовують інвентаризацію та інструктаж членів робочих інвентаризаційних комісій;
здійснюють контрольні перевірки правильності здійснення інвентаризації, а в разі необхідності – вибіркову інвентаризацію нафти та/або нафтопродуктів та грошових коштів на АЗС;
у разі встановлення суттєвих порушень правил інвентаризації та відповідно до доручень керівника підприємства здійснюють повторні суцільні інвентаризації;
розглядають письмові пояснення матеріально відповідальних осіб, якими допущені нестачі нафти та/або нафтопродуктів, а також відображають у протоколі засідання інвентаризаційної комісії відомості про причини виникнення нестач, про осіб, винних в утворенні нестач, якщо вони встановлені, та приймають рішення щодо джерела відшкодування.
13.9 Перед початком інвентаризації нафти та/або нафтопродуктів члени створених на підприємстві інвентаризаційних комісій отримують розпорядження про інвентаризацію за формою N 20-НП (додаток 23), якою встановлюється час її початку і завершення. Розпорядження реєструється бухгалтерською службою в журналі контролювання за виконанням розпоряджень щодо проведення інвентаризації за формою N 21-НП (додаток 24).
13.10 Не дозволяється проведення інвентаризації складом інвентаризаційної комісії менше трьох фахівців.
13.11 До початку інвентаризації бухгалтерській службі необхідно завершити опрацювання всіх документів про надходження і відпуск нафти та/або нафтопродуктів, провести відповідні записи в регістрах аналітичного обліку, визначити залишки на день проведення інвентаризації та надати інвентаризаційній комісії довідку про книжкові залишки нафтопродуктів (нафти) за формою N 22-НП (додаток 25).
Ця вимога не поширюється на підприємства з неперервним циклом виробництва НПЗ.
13.12 Особи, відповідальні за збереження нафти та/або нафтопродуктів, до початку інвентаризації заповнюють книги обліку нафти та нафтопродуктів за марками і видами, складають звіт руху нафти та/або нафтопродуктів за марками і видами; дають розписку за формою N 24-НП або за формою N 25-НП для АЗС про те, що всі прибуткові та видаткові документи на товарно-матеріальні цінності здані до бухгалтерської служби, усі нафта та/або нафтопродукти, що надійшли, оприбутковані, а ті, що відпущені, – списані.
На підприємствах з безперервним циклом виробництва (нафто- та газопереробні підприємства) ця вимога поширюється тільки в частині надання розписки за формою N 24-НП.
13.13 Під час здійснення інвентаризації нафти та/або нафтопродуктів необхідно:
перевірити наявність готівки, талонів, торгових карток і відомостей на АЗС;
визначити придатність до застосування ЗВТ та градуювальних таблиць. ЗВТ, що використовуються під час інвентаризації (у тому числі резервуари), мають бути повірені або пройти державну метрологічну атестацію;
визначити об’єм і масу нафти та/або нафтопродуктів за марками і видами в резервуарах, технологічних трубопроводах, залізничних цистернах, танках наливного судна в порядку, установленому цією Інструкцією.
Результати вимірювань у резервуарах і технологічних трубопроводах інвентаризаційною комісією заносяться до журналу реєстрації проведення вимірювань нафтопродуктів (нафти) у резервуарах за формою N 7-НП, а також до акта вимірювання нафтопродуктів (нафти) у резервуарах за формою N 3-НП (додаток 26). Розрахунки наявності нафти та/або нафтопродуктів у технологічних нафтопродуктопроводах підприємств заносяться до відомості наявності нафтопродуктів (нафти) у технологічних нафтопродуктопроводах за формою N 23-НП (додаток 27) та на АЗС до відомості нафтопродуктів у технологічних трубопроводах АЗС за формою N 35-НП (додаток 28);
якщо нафта або нафтопродукт зберігається в резервуарах з понтонами або з покрівлями, що плавають, то в процесі інвентаризації під час вимірювання в зоні спливання плаваючого покриття зливають продукт із резервуара до встановлення покриття на опори або доливають нафтопродукт до набуття покриттям плаваючого стану. У разі неможливості виконання цих робіт, а також відсутності градуювальних таблиць на зону спливання покриття рівень нафти або нафтопродукту в таких резервуарах визначають за даними бухгалтерського обліку;
переважити розфасовані нафтопродукти;
перевірити наявність готівки на АЗС;
занести до акта інвентаризації результати інвентаризації на підприємстві за формою N 24-НП і на АЗС – за формою N 25-НП, в танках наливного судна до акта інвентаризації нафтопродуктів (нафти) у суднах за формою N 26-НП (додаток 29), які підписуються всіма членами комісії та матеріально відповідальними особами;
акт інвентаризації нафти та/або нафтопродуктів скласти у двох примірниках, з яких перший примірник подається до бухгалтерської служби підприємства, а другий – залишається у матеріально відповідальної особи;
зробити на прибуткових документах на нафту та/або нафтопродукти, що надійшли на підприємство і прийняті під час проведення інвентаризації матеріально відповідальною особою у присутності членів інвентаризаційної комісії за підписом її голови, позначку “після інвентаризації” з відміткою дати запису.
Під час інвентаризації, що здійснюється у разі зміни матеріально відповідальних осіб, опис складається у трьох примірниках, з яких другий і третій примірники залишаються у матеріально відповідальних осіб, що приймають і здають нафту та/або нафтопродукти, інші товари та готівку;
бухгалтерській службі підприємства скласти порівняльну відомість результатів інвентаризації нафтопродуктів (нафти) за формою N 27-НП (додаток 30). Порівняльна відомість складається за марками і видами нафтопродуктів (нафти), за якими під час інвентаризації виявлені відхилення від облікових даних. При цьому нарахування та списання нестач у межах норм природних втрат, затверджених постановою Держпостачу СРСР від 26 березня 1986 рокуN 40 “Об утверждении норм естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировании” (далі – норми природних втрат) та розрахунок відносної похибки методу вимірювання маси згідно з ГОСТ 26976 проводять за кожним резервуаром і кожним власником нафти та/або нафтопродуктів. Для підприємств, укомплектованих для зберігання світлих нафтопродуктів резервуарами місткістю до 100 куб.м, розрахунок природних втрат за кожним резервуаром під час приймання, зберігання та відпуску не є обов’язковим. Розрахунок природних втрат нафтопродуктів під час приймання, зберігання та відпуску здійснюється за марками і видами нафтопродукту;
розрахунки природних втрат нафтопродуктів (нафти) за нормами здійснюються бухгалтерською службою підприємства на кожного власника нафти та/або нафтопродуктів і підписуються керівником підприємства та головним бухгалтером. Розрахунок природних втрат нафтопродуктів (нафти) на підприємстві відображаються за формою N 28-НП (додаток 31), а розрахунок природних втрат нафтопродуктів на АЗС – за формою N 29-НП (додаток 32);
відпуск нафти і нафтопродуктів та інших товарів під час здійснення інвентаризації забороняється;
переведення з однієї марки або виду (залежно від масової частки сірки) до іншої марки або виду нафтопродуктів (нафти) для взаємного заліку надлишків і нестач допускається, як виняток, за один і той самий період, в однієї і тієї самої матеріально відповідальної особи, одного й того самого найменування і в однакових кількостях. Дозволяється проводити взаємозалік олив і мастил, розфасованих до дрібної тари, що подібна за зовнішнім виглядом. Переведення нафтопродуктів (нафти) з однієї марки (виду) до іншої оформлюють актом переведення нафтопродуктів (нафти) з однієї марки до іншої за формою N 18-НП. Про допущену пересортицю нафтопродуктів (нафти) матеріально відповідальні особи подають до постійно діючої інвентаризаційної комісії вичерпні пояснення.
Переведення з однієї марки або виду (залежно від масової частки сірки) до іншої марки або виду нафтопродуктів (нафти) допускається в разі приймання нафтопродукту (нафти) однієї марки в резервуар на залишок іншої (за відсутності порожнього резервуара), а також у разі приймання декількох марок нафтопродуктів або дизельних палив з різним вмістом сірки по одному приймальному трубопроводу.
13.14 Остаточне рішення щодо здійснення взаємозаліку надлишків і нестач нафтопродуктів приймає керівник підприємства після розгляду матеріалів, поданих постійно діючою інвентаризаційною комісією.
13.15 Щодо всіх надлишків, які перевищують границі відносної похибки методу вимірювання маси згідно з ГОСТ 26976, і нестачі нафти та/або нафтопродуктів понад установлені норми природних втрат та границі відносної похибки методу вимірювання маси згідно з ГОСТ 26976 інвентаризаційна комісія має одержати письмові пояснення матеріально відповідальних осіб.
13.16 В однієї матеріально відповідальної особи допускається залік нестачі нафтопродукту однієї марки (виду) надлишком нафтопродукту такої самої марки (виду), який міститься в іншому резервуарі.
13.17 Виявлені під час інвентаризації та інших перевірок розбіжності фактичної наявності нафти і нафтопродуктів з даними бухгалтерського обліку регулюються в такому порядку:
нестача нафти і нафтопродуктів у межах затверджених норм природних втрат уключається до інших витрат операційної діяльності;
якщо різниця між кількістю нафти або нафтопродуктів, установлена під час інвентаризації, і даними бухгалтерського обліку за вирахуванням втрат у межах норм природних втрат не перевищує граничної величини відносної похибки методу вимірювання маси нафти та нафтопродуктів кожного резервуара згідно з ГОСТ 26976, то нестача не стягується з матеріально відповідальної особи, а надлишки їй не оприбутковуються; фактично наявною кількістю нафти та нафтопродуктів визнається кількість за даними бухгалтерського обліку;
відносна похибка методу вимірювання маси згідно з ГОСТ 26976 застосовується для фактичного залишку маси нафти та нафтопродуктів, які містяться у резервуарах і технологічних трубопроводах, визначених інвентаризацією;
нестача нафти і нафтопродуктів, яка за сумою перевищує норми природних втрат та границі відносної похибки методу вимірювання маси згідно з ГОСТ 26976, відшкодовується матеріально відповідальними особами в розмірі збитків, розрахованих, виходячи з останньої ціни реалізації з ПДВ. Надлишки, які перевищують похибку вимірювання, оприбутковуються за складським та бухгалтерським обліком за ціною останнього надходження згідно з партіонним обліком. У разі, якщо винних осіб не встановлено, вартість нестач відносять на збитки підприємства, організації.
13.18 У разі змішування і псування нафтопродуктів уживаються заходи щодо відновлення їх якості. У разі неможливості відновлення якості нафтопродукти на підставі висновків лабораторії переводяться до інших марок за актом переведення нафтопродуктів (нафти) з однієї марки в іншу за формою N 18-НП, а вартість від переведення відшкодовують винні особи, у разі, якщо конкретних винних осіб не встановлено – вартість від переведення включається до інших витрат операційної діяльності підприємства.
13.19 Нафта та нафтопродукти, зібрані під час зачищення резервуарів, трубопроводів, цистерн, нафтоналивних суден та іншого обладнання, а також ті, що використовуються як промивні рідини, переводяться за актом переведення нафтопродуктів (нафти) з однієї марки до іншої за формою N 18-НП залежно від якості до інших марок або до відпрацьованих нафтопродуктів на підставі висновків лабораторії. Нафта та нафтопродукти, які за якістю не можуть бути переведені до інших марок, у тому числі і відпрацьовані нафтопродукти, підлягають утилізації.
У разі наявності на підприємстві нафти і нафтопродуктів, що перебувають за договорами комісії та договорами зберігання, робочими інвентаризаційними комісіями підприємства, що зберігає нафту або нафтопродукти, на підставі акта інвентаризації нафтопродуктів за формою N 24-НП складаються акти інвентаризації в розрізі видів договорів комісії або відповідального зберігання за формою N 30-НП (додаток 33).
13.20 Надлишки нафтопродуктів, розфасованих до тари, та надлишки готівки, установлені під час інвентаризації, підлягають оприбутковуванню.
13.21 Акт інвентаризації та протокол засідання постійно діючої інвентаризаційної комісії протягом трьох робочих днів має бути розглянутий і затверджений керівником підприємства.
13.22 Результати інвентаризації після затвердження керівником підприємства протоколу засідання постійно діючої інвентаризаційної комісії відображаються за бухгалтерським обліком у тому місяці, у якому завершено інвентаризацію.
13.23 Контрольні перевірки правильності здійснення інвентаризації і вибіркові інвентаризації у міжінвентаризаційний період здійснюються постійно діючими інвентаризаційними комісіями за розпорядженням керівника підприємства.
14 Облік руху нафти і нафтопродуктів
14.1 Під час приймання, зберігання та відпуску нафти і нафтопродуктів керівник підприємства та головний бухгалтер здійснюють контроль за дотриманням матеріально відповідальними особами вимог цієї Інструкції та забезпечують: своєчасне оформлення документів руху нафти та нафтопродуктів; збереження їх кількості і якості; відображення їх руху за бухгалтерським обліком; своєчасне вжиття заходів щодо попередження псування, втрат, нестач та розкрадання нафти та нафтопродуктів, а також створення необхідних умов для їх зберігання.
14.2 Для чіткої регламентації роботи відповідальних осіб, контролю за своєчасним виконанням ними своїх посадових обов’язків та інших технологічних і організаційних операцій, а також для своєчасного оформлення первинних документів та передання їх до бухгалтерської служби підприємства головний бухгалтер розробляє графіки документообігу. У графіках зазначається, у який термін, ким оформлюються і підписуються первинні документи, у якому порядку вони здаються до бухгалтерської служби. Графіки затверджуються керівником підприємства та є обов’язковими для виконання всіма відповідальними особами.
14.3 Облік нафти і нафтопродуктів у фізичних величинах (за об’ємом, масою) ведеться безпосередньо матеріально відповідальними особами, а бухгалтерська служба підприємства здійснює їх кількісно-грошовий облік.
14.4 Матеріально відповідальні особи підприємств (за винятком НПЗ) ведуть кількісний облік нафти та нафтопродуктів у товарній книзі кількісного руху нафтопродуктів (нафти) за формою N 31-НП (додаток 34), у якій зазначаються надходження і відпуск нафтопродуктів за день, а також їх залишки на кінець дня.
Для посилення контролю за станом приймання, зберігання, відпуску та обліку нафти та нафтопродуктів матеріально відповідальні особи ведуть журнал обліку надходження нафти і нафтопродуктів за формою N 6-НП і журнал вимірювання нафти і нафтопродуктів у резервуарах за формою N 7-НП.
Для підприємств, укомплектованих для зберігання світлих нафтопродуктів резервуарами місткістю до 100 куб.м, ведення обліку для кожного резервуара не є обов’язковим. Відображення технологічних операцій ведеться за марками нафтопродукту.
14.5 Приймання нафти і нафтопродуктів, які не належать підприємству, також відображається в журналі обліку надходження нафти і нафтопродуктів за формою N 6-НП.
14.6 Кількість нафти і нафтопродуктів, що приймаються для зберігання під час надходження їх залізничним транспортом, визначається на підставі актів приймання нафти або нафтопродуктів за кількістю за формою N 5-НП, а під час надходження автомобільним транспортом – на підставі ТТН. У разі відсутності нестач понад норми природних втрат допускається оформлення приймання нафтопродуктів за кількістю актами інших форм з використанням автоматичних систем оброблення інформації.
Рух нафти і нафтопродуктів у резервуарах за добу фіксується матеріально відповідальними особами в журналі реєстрації проведення вимірювань нафтопродуктів (нафти) у резервуарах за формою N 7-НП з урахуванням пункту 14.4 цієї Інструкції. Рух облікових залишків за марками нафти та нафтопродуктів фіксується матеріально відповідальними особами в товарній книзі кількісного руху нафтопродуктів (нафти) за формою N 31-НП, у тому числі окремо щодо кожного власника нафти та нафтопродукту.
Вищезазначені документи обліку мають бути пронумеровані, прошнуровані, засвідчені підписом керівника та печаткою підприємства.
14.7 Для оперативного контролювання за наявністю нафти і нафтопродуктів у резервуарах, з яких здійснювався відпуск нафтопродуктів, матеріально відповідальні особи повинні здійснювати вимірювання кількості нафтопродуктів щодоби, у інших резервуарах – за встановленим на підприємстві порядком.
Якщо в результаті перевірки між обліковим залишком і фактичним залишком нафти і нафтопродуктів виявлені розбіжності, які перевищують норми природних втрат та границі відносної похибки вимірювання, матеріально відповідальна особа повинна письмово повідомити про це керівника підприємства для прийняття рішення з визначення причин розбіжності. У разі потреби керівник підприємства своїм розпорядженням призначає вибіркову інвентаризацію.
14.8 Записи в товарній книзі кількісного руху нафти і нафтопродуктів здійснюють за марками і видами матеріально відповідальні особи:
під час приймання – на підставі приймального акта або ТТН;
під час відпуску – на підставі реєстрів відпуску за добу.
Залишок нафти та нафтопродуктів обчислюється після кожного запису в товарній книзі.
14.9 Усі первинні документи матеріально відповідальні особи здають до бухгалтерської служби підприємства за реєстрами (відомостями) та підписами. Реєстри (відомості) складаються у двох примірниках. У реєстрі мають відображатись дані:
дата складання реєстру;
назва і номер документа;
найменування, марка і вид нафти або нафтопродукту;
кількість відпущених нафти і нафтопродуктів в одиницях маси.
На відпущені нафту і нафтопродукти, що не належать підприємству, матеріально відповідальні особи складають реєстри (відомості) окремо на кожного власника нафти або нафтопродукту.
14.10 Первинні документи приймаються бухгалтерською службою підприємства від матеріально відповідальних осіб за реєстрами (відомостями) і підписами, перевіряються і групуються за постачальниками і споживачами.
15 Бухгалтерський облік нафти і нафтопродуктів на підприємствах нафтопродуктозабезпечення
15.1 Бухгалтерський господарських операцій руху нафти і нафтопродуктів ведеться згідно з чинним законодавством України з урахуванням нижченаведеного.
15.2 Бухгалтерська служба підприємства на підставі перевірених первинних документів, наданих матеріально відповідальними особами, складає місячні накопичувальні відомості окремо з приймання та відпуску нафти та/або нафтопродуктів із зазначенням найменування документа, номера і дати його складання та маси нафти та/або нафтопродуктів за кожним власником і в розрізі кожного резервуара. Результати накопичувальної відомості з урахуванням підсумків інвентаризації заносяться до оборотно-сальдової відомості, яка ведеться в розрізі кожного власника та кожного резервуара за кількісно-сумовими показниками із зазначенням сальдо та оборотів за місяць. Для підприємств, укомплектованих резервуарами для зберігання світлих нафтопродуктів місткістю виключно до 100 куб.м, такий облік ведеться лише за власником.
15.3 Нестачі у межах норм природних втрат нафти та нафтопродуктів, які не належать підприємству, а перебувають на відповідальному зберіганні, визнаються витратами підприємства, яке надало на зберігання нафту та нафтопродукти (якщо інше не передбачене умовами договору).
15.4 Облік нафти і нафтопродуктів, які не належать підприємствам нафтопродуктозабезпечення, ведеться на позабалансових рахунках за кожним власником у розрізі кожного резервуара за винятком підприємств, укомплектованих для зберігання світлих нафтопродуктів виключно резервуарами місткістю до 100 куб.м. Для підприємств, укомплектованих резервуарами для зберігання світлих нафтопродуктів місткістю виключно до 100 куб.м, такий облік ведеться лише за власником.
15.5 Результати накопичувальних відомостей з надходження та втрат нафти та нафтопродуктів заносяться до оборотної відомості кількісно сумарного обліку.
15.6 Залишки нафти і нафтопродуктів за бухгалтерським обліком щомісяця звіряються з даними складського обліку за марками і видами.
16 Облік нафтопродуктів на АЗС
16.1 Матеріально відповідальні особи АЗС ведуть облік руху нафтопродуктів за марками і видами (для дизельного палива в залежності від масової частки сірки) нафтопродуктів у змінному звіті за формою N 17-НП, який складається у двох примірниках. Перший примірник разом з первинними документами здається до бухгалтерської служби, а другий – залишається у матеріально відповідальної особи.
16.2 Бухгалтерські служби підприємств перевіряють та приймають змінні звіти з доданими до них первинними документами (ТТН, талони, відомості встановленої форми, супровідні відомості за інкасацією готівки та інші), перевіряють правильність перенесення показників лічильників ПРК, ОРК з попередньої зміни, звіти про обсяг реалізації і форми оплати за РРО, визначення фактичних залишків нафтопродуктів у резервуарах АЗС за результатами вимірювання, відображених у формі N 17-НП, та надходження готівки. Зроблені під час перевірки змінних звітів виправлення засвідчуються підписами операторів АЗС, керівника АЗС та головного бухгалтера або за його дорученням іншим працівником бухгалтерської служби підприємства.
16.3 На підставі перевірених змінних звітів та первинних документів бухгалтерська служба підприємства нафтопродуктозабезпечення складає місячну накопичувальну відомість та обігові відомості, у яких відображаються:
кількість завезених на АЗС нафтопродуктів за марками і видами (для дизельного палива залежно від масової частки сірки) та цінами;
закупівельна вартість та вартість реалізації завезених нафтопродуктів;
кількість та вартість нафтопродуктів, реалізованих споживачам за готівку, у тому числі сума ПДВ;
кількість та вартість нафтопродуктів, реалізованих споживачам за безготівковими розрахунками згідно з відомостями, за талонами та платіжними картками;
результати інвентаризації нафтопродуктів та готівки.
17 Визначення втрат нафти і нафтопродуктів та їх списання
17.1 Загальні фактичні втрати нафти та нафтопродуктів уключають:
природні втрати під час транспортування, приймання, зберігання та відпуску;
разові втрати під час проведення планових робіт, пов’язаних з технічним обслуговуванням і ремонтом технологічного обладнання, зачищенням резервуарів і трубопроводів;
разові втрати під час пошкоджень, аварій, порушень правил та технологій обслуговування обладнання та виконання робіт, пов’язаних з технічним обслуговуванням і ремонтом технологічного обладнання, зачищенням резервуарів і трубопроводів та від стихійного лиха (землетрусу, повені тощо).
Втрати нафти і нафтопродуктів у межах затверджених норм визначаються для кожного резервуара і зараховуються на операційні витрати в бухгалтерському обліку підприємства. Норми природних втрат застосовуються лише в разі виявлення фактичних нестач. Для підприємств, укомплектованих для зберігання світлих нафтопродуктів виключно резервуарами місткістю до 100 куб.м, розрахунок для кожного резервуара природних втрат під час приймання, зберігання та відпуску не є обов’язковим. У цьому разі розрахунок природних втрат нафтопродуктів під час приймання, зберігання та відпуску здійснюється за марками нафтопродукту.
17.2 Звіт про втрати нафтопродуктів (нафти) на підприємствах складається щомісяця за формою N 32-НП (додаток 35), у якому зазначаються втрати власної нафти та нафтопродуктів, а також втрати сторонніх організацій.
17.3 Втрати нафти і нафтопродуктів від періодичних ремонтів, зачищення резервуарів і трубопроводів, а також втрати під час ремонту та технічного обслуговування запірної арматури, засувок, насосів тощо визначаються комісією, призначеною наказом керівника підприємства.
Норми переведення нафтопродуктів до нижчої марки та норми безповоротних втрат нафтопродуктів від зачищення резервуарів мають розроблятись підприємством та затверджуватись його керівником.
17.4 У разі, коли фактичні безповоротні втрати від зачищення резервуарів і трубопроводів або кількість нафтопродуктів, переведених до нижчих сортів, перевищує встановлені підприємством граничнодопустимі норми, документи щодо зачищення резервуарів передаються на розгляд постійно діючої комісії підприємства, яка встановлює причини розходжень, винних у цьому осіб і джерела відшкодування збитку, завданого підприємству.
17.5 У разі ухвалення рішення постійно діючою комісією підприємства про відшкодування збитків за рахунок винних осіб розрахунок суми збитків здійснюється, виходячи з ціни реалізації з ПДВ.
17.6 Вартість безповоротних втрат та втрати від переведення нафтопродуктів до нижчих марок під час виконання планових робіт із зачищення резервуарів у межах затверджених норм відносять на витрати в бухгалтерському обліку та на валові витрати в податковому обліку підприємства.
Списання таких втрат нафтопродуктів здійснюється на підставі акта, підписаного членами комісії, призначеної наказом керівника підприємства, на підставі актів виконаних робіт, висновків випробувальної лабораторії та затверджених норм. Акт складається у двох примірниках, затверджується керівником підприємства і зберігається: один примірник – разом з витратними документами в бухгалтерській службі а другий – на складі нафтопродуктів.
17.7 Втрати нафтопродукту від зачищення резервуарів, трубопроводів під час їх ремонту та заповнення нафтопродуктом трубопроводів у разі пуску визначаються комісією, призначеною наказом керівника підприємства.
17.8 Результати переведення нафтопродуктів з однієї марки до іншої оформлюються актом за формою N 18-НП.
17.9 Нафтопродукти, що не підлягають переведенню до інших марок, у тому числі відпрацьовані, підлягають утилізації або знищенню в установленому порядку.
