Описание

ИНСТРУКЦИЯ ПО УЧЕТУ НЕФТЕПРОДУКТОВ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДАХ

Утверждаю
Президент Акционерной
компании трубопроводного
транспорта нефтепродуктов
"ТРАНСНЕФТЕПРОДУКТ"
И.Т.ИШМУХАМЕТОВ
20 января 1996 года
Заместитель Министра
топлива и энергетики
Российской Федерации
Е.С.МОРОЗОВ
23 января 1997 года
Согласовано
Заместитель Председателя
Комитета Российской Федерации
по стандартизации, метрологии
и сертификации
Л.К.ИСАЕВ
26 декабря 1996 года
Дата введения -
1 февраля 1997 года
ИНСТРУКЦИЯ
ПО УЧЕТУ НЕФТЕПРОДУКТОВ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДАХ
РД 153-39-011-97
Взамен "Инструкции по учету нефтепродуктов на магистральных нефтепродуктопроводах", утв. 25.12.87 Заместителем Председателя Госкомнефтепродукта СССР.
Настоящая Инструкция устанавливает порядок учета нефтепродуктов, проведения учетно - расчетных операций и оформления товарных балансов при перекачке нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам (МНПП) и является обязательной для всех акционерных обществ АК "Транснефтепродукт", а также потребителей и поставщиков, пользующихся услугами АО магистральных нефтепродуктопроводов АК "Транснефтепродукт", независимо от принадлежности субъектов РФ и форм собственности, на всей территории Российской Федерации, а также при транспортировке в страны СНГ, Латвию, Венгрию и др.
Инструкция разработана на основе опыта эксплуатации организаций магистральных нефтепродуктопроводов, с учетом действующей нормативно - технической документации в области учета, стандартизации и метрологии.
Исполнителями работы являются:
От ХНИЛ "Транснефтегаз" - чл. - кор. Академии наук, д.т.н.,
профессор Новоселов В.Ф.,
д.т.н. Фролов Ю.А.,
инж. Муфтахова В.Н.,
к.т.н. Муфтахов Е.М.
От ГАНГ им. И.М. Губкина - д.т.н. профессор Лурье М.В.
От АК "Транснефтепродукт" - главный метролог, к.т.н.,
доцент Федотов Н.М.,
вед. технолог Кайгородова Л.Т.
1. Общие положения
1.1. Акционерные общества магистральных нефтепродуктопроводов (далее - АО), входящие в АК "Транснефтепродукт", принимают нефтепродукты от заказчиков для их перемещения из пунктов производства в пункты сдачи и отгрузки в соответствии с условиями договоров на услуги по транспортированию нефтепродуктов.
Заказчик - юридическое лицо, владеющее нефтепродуктами на правах собственности (грузовладелец), вступающее в договорные отношения с АК "Транснефтепродукт" и/или ее АО на прием, транспортирование и сдачу нефтепродуктов по нефтепродуктопроводам на пункты назначения или отгрузку их с наливных пунктов.
Грузоотправитель - юридическое или физическое лицо, действующее по договору (по доверенности) с заказчиком и от его лица выполняющее операции по приему (отпуску, отгрузке) нефтепродуктов и оформлению транспортных документов.
Исполнитель - АК "Транснефтепродукт" или ее АО, выполняющие все условия заключенного с заказчиком договора на транспортирование нефтепродуктов по территории России и за ее пределы.
Получатель - лицо, получающее нефтепродукт в пункте назначения.
1.2. Прием и сдача нефтепродуктов по количеству и качеству осуществляется на приемо - сдаточных пунктах (ПСП), на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ), головных, конечных и других перекачивающих станциях (ПС), наливных пунктах (НП) и раздаточных блоках магистральных нефтепродуктопродов (МНПП), нефтебазах, АЗС, складах горюче - смазочных материалов (ГСМ) и других организаций (предприятий) по обеспечению нефтепродуктами (ПОН).
Приемка нефтепродуктов по количеству и качеству должна производиться с соблюдением требований, предусмотренных Инструкциями:
- по количеству - о порядке приемки продукции производственно - технического назначения и товаров народного потребления по количеству. Утверждена Постановлением Госарбитража СССР от 15.06.65 N П-6 (с последующими дополнениями и изменениями);
- по качеству - о порядке приемки продукции производственно - технического назначения и товаров народного потребления по качеству. Утверждена Постановлением Госарбитража СССР от 25.04.66 N П-7 (с последующими дополнениями и изменениями).
1.3. При проведении учетно - расчетных операций в системе трубопроводного транспорта следует различать следующие нефтепродукты:
- нефтепродукт заказчика, который принимается от него или для него для оказания услуг по транспортированию;
- нефтепродукт - собственность АО, технологически необходимый для поддержания оптимальных режимов перекачки (объем трубопроводов и мертвых остатков в резервуарах);
- нефтепродукт, приобретаемый АО для реализации и собственных нужд трубопроводного транспорта.
1.4. При учете нефтепродуктов следует различать оперативный учет, который обеспечивает нормальный режим эксплуатации системы магистральных трубопроводов, и коммерческий учет, необходимый для получения объективной документации - коммерческой, бухгалтерской и учетной, используемой при учетно - расчетных операциях.
1.5. При проведении учетно - расчетных операций массу нефтепродуктов определяют методами, регламентированными ГОСТ 26976-86.
1.6. Средства измерений и методики выполнения измерений, применяемые при коммерческом учете нефтепродуктов, подлежат государственному метрологическому контролю и надзору.
1.7. Учет нефтепродуктов осуществляется в весовых единицах - тоннах. При определении объема и массы нефтепродуктов результаты расчетов округляют и записывают: объема - до 0,001 куб. м (1 л), массы - до 0,001 т (1 кг).
1.8. Учетное время в системе АК "Транснефтепродукт" - 6.00 час. московского времени.
2. Прием, транспортирование и сдача нефтепродуктов
2.1. Общие положения
2.1.1. Прием нефтепродуктов в пункте предъявления к транспортированию и сдача в пункте назначения производятся по измерениям в резервуарах, транспортных средствах или по коммерческим узлам учета представителями заказчика или исполнителя с составлением акта приема - сдачи. Запрещается производить одновременно прием и сдачу нефтепродукта из одного и того же резервуара.
Прием и сдача нефтепродуктов по резервуарам, имеющим просроченные градуировочные таблицы, запрещается.
2.1.2. Стационарные пробоотборники, используемые для отбора проб из резервуаров и трубопроводов, должны соответствовать требованиям ГОСТ 2517-85.
2.1.3. Технологическая обвязка и запорная арматура резервуаров и узлов учета должны быть технически исправны и не допускать перетока и утечки нефтепродуктов.
2.1.4. Резервуары и транспортные средства должны подвергаться зачистке в соответствии с действующими правилами по их эксплуатации и с ГОСТ 1510-84.
2.1.5. Прием и сдача нефтепродуктов с использованием резервуаров проводится после не менее 2-часового отстоя и удаления подтоварной воды.
2.1.6. Прием и сдача нефтепродуктов осуществляется уполномоченными представителями заказчика и исполнителя при наличии доверенности на совершение указанных операций (Приложение 13).
2.1.7. При приеме и сдаче во всех случаях качество нефтепродуктов должно соответствовать требованиям нормативно - технических документов (НТД) и подтверждаться паспортом качества с информацией о сертификате соответствия.
2.1.8. По требованию заказчика исполнитель предоставляет результаты анализов остатков нефтепродуктов в резервуарах.
При сдаче нефтепродуктов получателям исполнитель (или получатель совместно с исполнителем) производят контроль их качества по номенклатуре показателей, предусмотренных Инструкцией и договорами на совершение услуг по транспортированию нефтепродуктов.
Контроль качества нефтепродуктов проводят в соответствии с РД 112-РСФСР-040-91 "Положение об организации контроля и обеспечения сохранности качества нефтепродуктов в системе Российского Государственного концерна по обеспечению нефтепродуктами "Роснефтепродукт", утв. 17 октября 1991 г. - М.
2.1.9. Базовые высоты (высотные трафареты) резервуаров приемо - сдаточных пунктов МНПП, а также нефтебаз и АЗС измеряют один раз в год в летнее время, а также после их ремонта и зачистки с составлением соответствующих актов.
Акты утверждаются главным инженером или руководителем организации, эксплуатирующей резервуары, и прилагаются к паспортам и градуировочным таблицам резервуаров.
2.1.10. Заказчик (грузоотправитель) совместно с исполнителем проверяют закрытие и герметичность расходных задвижек резервуаров и всех других задвижек, технологически связанных с приемной линией, пломбирует их и отражает это в специальном журнале регистрации пломб.
После окончания сдачи нефтепродуктов и оформления акта приема - сдачи пломбы снимаются.
2.1.11. Началом транспортировки считается дата сдачи нефтепродуктов заказчиком (грузоотправителем) в резервуары исполнителя или НПЗ с составлением акта приема - сдачи.
2.1.12. Учитывая технологию последовательной перекачки, цикличность работы трубопровода, производится накопление односортных нефтепродуктов нескольких заказчиков до минимальной партии. График поставки может быть откорректирован по согласованию сторон, но не позднее чем за пять дней до планируемого месяца.
2.1.13. Для обеспечения нормального режима эксплуатации систем магистральных нефтепродуктопроводов проводят оперативный учет.
Оперативный учет нефтепродуктов и их остатков осуществляют в АО - товарно - транспортные отделы (ТТО), в структурных подразделениях АО - товарно - транспортные службы (ТТС), на линейно - производственных диспетчерских станциях (ЛПДС), ПС и НС - операторы. Указанные сведения записывают в суточные диспетчерские и операторные листы.
2.1.14. Сведения за сутки о движении нефтепродуктов (о приеме, сдаче и их наличии) формируются и передаются в вышестоящую организацию по состоянию на 6 часов московского времени.
2.1.15. По каждому нефтепродуктопроводу ТТО (ТТС) АО по оперативным данным откачки, поступления на конечные пункты, сброса на ЛПДС и ПС, попутные нефтебазы и АЭС через каждые два часа ведут учет движения нефтепродуктов и составляют оперативный баланс в единицах массы (кг, т) за каждые два часа и за сутки в целом.
При этом необходимо учитывать допустимое расхождение баланса, обусловленное изменениями объема и плотности нефтепродуктов из-за разности температур закачанного нефтепродукта и поступившего на промежуточные и конечные приемо - сдаточные пункты.
Методика составления оперативного баланса по массе нефтепродукта приводится в приложении 1 .
--------------------------------
Не приводится.
При возникновении дебаланса проводят контроль режимов перекачки по трубопроводу с проведением измерений не реже одного раза в час с обязательной сверкой часов. Кроме того, проводят анализ работы технических средств, используемых для измерений и достоверности полученной измерительной информации, используемой при сведении оперативных балансов.
2.1.16. Заказчик или по его поручению получатель или исполнитель имеют право с участием представителей заинтересованных сторон проводить проверки состояния учета нефтепродуктов, сдаваемых на ПСП, АЗС, ГСМ и другие ПОН.
Результаты проверок и принятые меры при обнаружении излишков и недостач оформляются письменно и доводятся до руководства АО, АК "Транснефтепродукт" и ПОН.
2.1.17. Отбор проб должен проводиться в соответствии с ГОСТ 2517-85. При отборе проб во всех случаях должен быть обеспечен сбор, сохранение и реализация сливаемого нефтепродукта, не входящего в пробу, и пробы.
2.2. Учет нефтепродуктов при приеме
и сдаче на наливных пунктах
2.2.1. Условия отгрузки нефтепродуктов и услуги по наливу в транспортные средства устанавливаются отдельным договором между заказчиком либо получателем по грузовой таможенной декларации (ГТД) и исполнителем (соисполнителем).
2.2.2. При сдаче нефтепродуктов на наливных пунктах в железнодорожные, автомобильные цистерны и танки речных и морских судов представители сторон совместно или только исполнитель по доверенности согласно договору определяют массу нефтепродукта в каждой цистерне (судне). Масса налитого нефтепродукта в железнодорожные цистерны сверяется с его массой, измеренной в резервуаре исполнителя при каждом наливе, о чем делается отметка в журнале оператора исполнителя. Пломбирование цистерн производит грузоотправитель после приема нефтепродукта.
2.2.3. Подготовку железнодорожных и автомобильных цистерн и судов под налив производят в соответствии с ГОСТ 1510-84.
2.2.4. Налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны в соответствии с ГОСТ 1510-84 производится с учетом изменения объема из-за повышения температуры нефтепродуктов в пути следования и в пункте назначения.
2.2.5. При отгрузке нефтепродуктов за пределы Российской Федерации грузоотправитель оформляет необходимые документы о параметрах подвижного состава в соответствии с Приказом N 426 от 19 августа 1994 г. ГТК РФ.
Пригодность железнодорожных цистерн к перевозке нефтепродуктов в коммерческом и техническом отношении определяет грузоотправитель, который несет ответственность за порчу груза в результате налива в несоответствующую или неочищенную цистерну.
Подаваемые под налив железнодорожные цистерны должны сопровождаться документом, в котором должно быть указано наименование нефтепродукта, под налив которого цистерна подготовлена.
2.2.6. После налива нефтепродуктов в железнодорожные цистерны грузоотправитель обязан проверить правильность закрытия крышки люка, наличие прокладки; о замеченных недостатках сообщить представителю железной дороги для устранения их в установленный срок.
2.2.7. Железнодорожные цистерны, танки речных и морских судов с нефтепродуктами должны быть опломбированы пломбой грузоотправителя. Грузоотправитель несет ответственность за правильность определения количества и качества нефтепродуктов в цистернах и судах при наливе.
2.2.8. На нефтепродукты, отгружаемые железнодорожными цистернами, грузоотправитель оформляет железнодорожную накладную.
К железнодорожной накладной грузоотправитель прикладывает паспорт качества с информацией о сертификате соответствия на отгружаемый нефтепродукт.
При отгрузках нефтепродуктов группами цистерн в адреса разных получателей паспорт качества должен быть приложен в количестве не менее 5 экз. в каждый адрес, который используется в случае отцепки цистерн в процессе их движения по технической неисправности или другим причинам.
При отгрузках маршрутами топлива для реактивных двигателей паспорта качества должны быть приложены к каждой цистерне.
При отгрузке нефтепродуктов маршрутами или группами цистерн при их переформировании в процессе движения на распределительных пунктах, паспорта качества с информацией на сертификаты соответствия должны быть приложены к каждой цистерне.
2.2.9. Из железнодорожных и автомобильных цистерн в пунктах налива и слива отбирают пробы по ГОСТ 2517-85.
2.2.10. Станция отправления выдает грузоотправителю квитанцию на принятый к перевозке нефтепродукт. Эта квитанция является документальным подтверждением исполнения договора между заказчиком и исполнителем и основанием для финансовых расчетов с грузоотправителем.
2.2.11. Кроме железнодорожной накладной, которая следует с нефтепродуктом в пункт назначения, грузоотправитель на каждый наливаемый маршрут в адреса получателей составляет отгрузочную ведомость по форме Приложения 2, которую вместе с прилагаемыми к ней квитанциями передают в бухгалтерию исполнителя. Ведомости являются основанием для списания соответствующего собственного нефтепродукта со счета "Ресурсы. ", проведения взаиморасчетов.
2.3. Учет нефтепродуктов при приеме и сдаче
по отводам магистральных нефтепродуктопроводов
2.3.1. Учет нефтепродуктов при приеме и сдаче по отводам магистральных нефтепродуктопроводов должен производиться в соответствии с РД 153-39.4-001-96 "Правила сдачи нефтепродуктов на нефтебазы, АЗС и склады ГСМ по отводам магистральных нефтепродуктопроводов" (приложение 3 ).
--------------------------------
Не приводится.
В каждом конкретном случае разрабатывается рабочая инструкция и утверждается совместно организациями АО и предприятиями по обеспечению нефтепродуктами (ПОН).
2.3.2. Операция приема - сдачи нефтепродуктов проводится путем закачки их из магистрального нефтепродуктопровода по отводу в резервуары с последующим измерением и сдачей этих нефтепродуктов.
2.3.3. Отвод или узел подключения должен быть опломбирован, обеспечивать возможность проверки герметичности, оборудован шиберной задвижкой или шаровым краном.
Конечный узел задвижек отвода на территории ПОН (АЗС, склад ГСМ и др.), вне зависимости от принадлежности отвода заказчику или исполнителю, должен быть огражден и запираться на замок.
Исполнитель совместно с получателем пломбируют концевые задвижки и сдают охране ПОН с записью в журнале регистрации по формам Приложений 4, 5.
2.3.4. Заказчик обеспечивает исполнителя технической документацией по ПОН, АЗС, складу ГСМ (технологической схемой, технологической картой эксплуатации резервуаров, градуировочными таблицами резервуаров и трубопроводов).
2.3.5. Контроль за наполнением резервуара и изменением уровня нефтепродукта в нем не реже чем через каждые 2 часа (в четные часы) осуществляет оператор заказчика (получателя) в присутствии оператора исполнителя (либо лица, уполномоченные для проведения этих операций) по показаниям объемного (массового) счетчика или путем измерения уровня с помощью стационарного уровнемера.
Данные о поступлении нефтепродукта за каждые два часа оператор получателя сообщает оператору перекачивающей станции, а последний - диспетчеру структурного подразделения АО, который затем сообщает их диспетчеру АО.
2.3.6. Объем и массу нефтепродукта, принятого по отводу магистрального нефтепродуктопровода, представители исполнителя и получателя определяют совместными измерениями уровня, плотности, температуры нефтепродукта, а также подтоварной воды в резервуаре до и после заполнения; по градуировочной таблице определяют объем нефтепродукта в технологической части от концевой задвижки на отводе трубопровода до резервуара на нефтебазе. Приемо - сдаточный акт оформляется по форме Приложения 8.
Нефтепродукты, находящиеся в отводах и числящиеся на балансе нефтебазы, являются ее собственностью и учитываются в остатках этой нефтебазы.
2.3.7. При отпуске нефтепродуктов в автомобильных цистернах учет нефтепродуктов ведут в соответствии с Приложением 38.
3. Определение массы нефтепродуктов по узлу учета
3.1. При приеме - сдаче нефтепродуктов по коммерческому узлу учета или коммерческому расходомеру их массу определяют в соответствии с инструкцией, согласованной с Госстандартом РФ.
4. Определение массы нефтепродуктов в резервуарах
и транспортных средствах
4.1. Общие положения
4.1.1. Массу нефтепродуктов в резервуарах определяют объемно - массовым статическим или гидростатическим методами в соответствии с ГОСТ 26976-86.
Значение массы нефтепродуктов, полученное при измерении, принимают за действительное.
4.1.2. При определении массы нефтепродуктов в автомобильных и железнодорожных цистернах наряду с косвенным объемно - массовым статическим методом используют и прямые методы (взвешивание) и динамические с помощью счетчиков.
При применении прямых методов измеряют массу продуктов с помощью весов, весовых дозаторов и устройств, массовых счетчиков или массовых расходомеров с интеграторами.
4.1.3. Масса нефтепродукта в морских и речных судах определяется в соответствии с Инструкцией N 06/21-8-446 "О порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР", утвержденной 15 августа 1985 г. или в соответствии с Общими правилами перевозок грузов, пассажиров и багажа по морским путям сообщения на судах Министерства морского флота 4-М.
4.2. Определение массы нефтепродуктов
объемно - массовым статическим методом
в резервуарах, железнодорожных
и автомобильных цистернах
4.2.1. Определение вместимости и градуировка
резервуаров, железнодорожных и автомобильных цистерн
4.2.1.1. Определение вместимости и градуировку стальных вертикальных цилиндрических резервуаров проводят в соответствии с МИ 1823-87.
4.2.1.2. Определение вместимости и градуировку железобетонных цилиндрических резервуаров проводят по РД 50-156-79.
4.2.1.3. Определение вместимости и градуировку горизонтальных цилиндрических резервуаров объемом от 3 до 200 куб. м проводят по ГОСТ 8.346-79.
4.2.1.4. Железнодорожные и автомобильные цистерны, применяемые в качестве мер вместимости при учетно - расчетных операциях, должны быть отградуированы в соответствии с требованиями Инструкции 36-55.
4.2.1.5. Градуировочные таблицы пересматривают в установленные сроки в соответствии с действующими стандартами. После каждого ремонта, связанного с изменением вместимости, резервуар должен быть переградуирован, а после изменения оснащенности его внутренним оборудованием градуировочная таблица должна быть пересмотрена и утверждена в установленном порядке.
Ежегодно проводить коррекцию днищ резервуаров с составлением соответствующих актов по каждому резервуару.
4.2.1.6. Работы по градуировке резервуаров выполняют специализированные метрологические организации (группы) или лица, прошедшие обучение по выполнению измерений вместимости резервуаров в порядке, установленном Госстандартом РФ, получившие право на проведение указанных работ и зарегистрированные в установленном порядке.
Градуировочные таблицы на резервуары, предназначенные для оперативного контроля, утверждает руководитель (главный инженер) АО; на резервуары, предназначенные для учетно - расчетных операций, утверждает руководитель территориального органа Госстандарта РФ.
4.2.2. Определение уровня нефтепродуктов
и подтоварной воды в резервуарах
и транспортных средствах
4.2.2.1. Уровень нефтепродукта в резервуарах измеряют стационарными уровнемерами, обеспечивающими точность определения массы в соответствии с ГОСТ 26976-86, а также вручную измерительной рулеткой с грузом (лотом) по ГОСТ 7502-89. Уровень нефтепродукта в железнодорожных цистернах измеряют вручную метроштоком по ТУ 112-РСФСР-029-90.
4.2.2.2. Объем нефтепродуктов в автомобильных цистернах определяется по указателю уровня налива, установленному в горловине котла автоцистерны на уровне, соответствующем ее действительной вместимости, или по заданной дозе согласно показаниям объемного счетчика.
Действительную вместимость автомобильных цистерн по указателю уровня налива устанавливает завод - изготовитель. Вместимость автомобильных цистерн поверяется территориальными органами Госстандарта согласно ГОСТ 27352-87 и Инструкции 36-55. Периодичность поверки вместимости автомобильных цистерн - не реже 1 раза в 2 года.
При использовании для измерений объема (дозы) нефтепродукта объемного счетчика погрешность измерений не должна превышать +/- 0,5% в рабочих условиях.
4.2.2.3. Измерение уровня нефтепродукта рулеткой с грузом (лотом) осуществляют в следующей последовательности.
4.2.2.3.1. Проверяют базовую высоту (высотный трафарет) как расстояние по вертикали между днищем резервуара в точке касания лота рулетки и риской планки замерного люка. Полученный результат сравнивают с известной (паспортной) величиной базовой высоты, нанесенной на резервуаре.
Если базовая (паспортная) высота (НБ) отличается от полученного результата более чем на 0,1% НБ, необходимо выявить причину изменения базовой высоты и устранить ее.
4.2.2.3.2. Измерительную ленту рулетки с лотом следует опускать медленно до касания лотом днища, не допуская отклонения лота от вертикального положения и ударов о днище резервуара, не задевая за внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефтепродукта, не допуская волн. Лента рулетки должна находиться все время в натянутом состоянии, а место касания лота на днище резервуара должно быть горизонтальным и жестким.
4.2.2.3.3. Поднимают ленту рулетки вверх строго вертикально, не допуская смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания на измерительной ленте.
4.2.2.3.4. Отсчет по ленте рулетки производят до 1 мм сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком.
4.2.2.3.5. Ленту рулетки до и после измерений необходимо протереть мягкой тряпкой насухо.
4.2.2.4. Измерение уровня нефтепродукта в каждом резервуаре или железнодорожной цистерне производят дважды. Если результаты измерений отличаются на 1 мм, то в качестве результата измерения уровня принимается их среднее значение, если полученное расхождение измерений более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее по трем наиболее близким измерениям.
4.2.2.5. Измерение уровня нефтепродукта метроштоком осуществляют аналогично требованиям п. п. 4.2.2.3 и 4.2.2.4.
4.2.2.6. Определение уровня подтоварной воды в резервуарах и транспортных емкостях.
Определение уровня подтоварной воды в резервуарах и транспортных емкостях производят при помощи водочувствительной ленты или пасты.
Для определения уровня подтоварной воды водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота или к нижнему концу метроштока с двух противоположных сторон.
Водочувствительную пасту наносят тонким слоем (0,2 - 0,3 мм) на поверхность лота или нижний конец метроштока полосками с двух противоположных сторон.
Рулетка с лотом или метрошток с водочувствительной пастой или с прикрепленной водочувствительной лентой при определении уровня подтоварной воды должны выдерживаться в резервуаре или емкости неподвижно в течение 2 - 3 минут, когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и нефтепродукта будет резко выделена.
Определение уровня подтоварной воды в резервуарах и транспортных средствах следует производить согласно п.п. 4.2.2.4 и 4.2.2.5.
Измерение уровня подтоварной воды должно быть повторено, если на ленте или пасте уровень обозначается нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение лота при выполнении измерений.
Размытая грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и нефтепродуктом и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае необходимо измерение повторить после отстоя и расслоения эмульсии.
Определив уровень подтоварной воды с помощью водочувствительной ленты или пасты, по градуировочной таблице резервуара или транспортной емкости находят объем подтоварной воды.
Для определения фактического объема нефтепродукта нужно из объема, отвечающего уровню наполнения емкости, вычесть объем подтоварной воды.
4.2.2.7. Уровни нефтепродукта в железнодорожных цистернах при отсутствии счетчиков или узлов учета измеряют метроштоком через горловину котла цистерны в 2-х противоположных точках горловины по оси цистерны, следя за тем, чтобы метрошток опускался вертикально на нижнюю образующую котла цистерны и не попадал в углубление для нижних сливных приборов.
Расхождения в измерениях не должны превышать 1 мм, в противном случае измерения необходимо повторить.
Если объем отпущенных нефтепродуктов определяют по коммерческим счетчикам, то их уровень в цистернах не измеряют.
При приеме нефтепродуктов из морских и речных танкеров и нефтеналивных барж требовать отделения подтоварной воды на судне.
4.2.3. Определение плотности нефтепродуктов
4.2.3.1. Плотность нефтепродуктов определяют по ГОСТ 3900-85.
4.2.3.2. При определении плотности нефтепродуктов используют ареометры типа АН или АНТ 1 по ГОСТ 18481-81Е с ценой деления шкалы 0,5 кг/куб. м, при этом отсчет по шкале ареометра проводят с точностью до одного деления шкалы.
4.2.3.3. Для определения плотности нефтепродуктов в резервуарах и транспортных емкостях отбирают пробы по ГОСТ 2517-85.
Отбор проб производят одновременно с измерением уровня нефтепродуктов.
Для отбора проб в стационарных резервуарах должны применять сниженные пробоотборники по ГОСТ 13196-85, а в случае их отсутствия - ручные пробоотборники по ГОСТ 2517-85 для отбора точечных проб или пробоотборники других типов, удовлетворяющие требованиям стандарта.
4.2.3.4. Для отбора точечных проб герметичный пробоотборник опускают на заданный уровень и выдерживают в течение 5 минут, отбор точечных проб и их количество производят в соотношении, принятом для составления объединенной пробы по ГОСТ 2517-85.
4.2.3.5. Плотность нефтепродуктов в трубопроводе измеряют автоматическими плотномерами или по ГОСТ 3900-85 по пробам, отобранным в соответствии с ГОСТ 2517-85.
4.2.3.6. Для определения плотности нефтепродуктов в автоцистернах при их наливе пробы следует отбирать не реже чем через каждые два часа.
4.2.3.7. Плотность нефтепродукта по отобранным пробам определяют работники ТТО (ТТС) в лаборатории или на месте отбора проб по ГОСТ 3900-85.
4.2.3.8. Для расчета массы нефтепродукта значение плотности определяют по ГОСТ 3900-85 при средней температуре нефтепродукта в резервуаре или транспортной емкости.
4.2.4. Измерение температуры нефтепродуктов
в резервуаре или транспортной емкости
4.2.4.1. Среднюю температуру нефтепродукта в емкостях определяют по показаниям стационарных датчиков температуры одновременно с измерением уровня или путем измерения ее при отборе проб.
4.2.4.2. Измерение средней температуры нефтепродукта с помощью стационарных датчиков температуры проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации этих устройств.
4.2.4.3. При отборе объединенной пробы стационарным пробоотборником в один прием по ГОСТ 2517-85 определяют среднюю температуру нефтепродукта в емкостях путем измерения температуры этой пробы. Для измерения температуры применяют термометры по ГОСТ 28498-90 и ГОСТ 400-80Е.
4.2.4.4. При отборе точечных проб температуру нефтепродукта в пробе определяют в течение 1 - 3 минут после отбора, при этом переносной пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы не менее 5 минут. Термометр погружают в нефтепродукт на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до принятия столбиком ртути постоянного положения.
Отсчет температуры по шкале термометра берут до 0,5 град. C, не вынимая его из нефтепродукта.
Среднюю температуру нефтепродукта рассчитывают по температуре точечных проб, используя соотношения для составления объединенной пробы из точечных по ГОСТ 2517-85.
4.2.5. Определение массы нефтепродуктов в емкости
4.2.5.1. Массу нефтепродуктов в емкостях (вертикальных и горизонтальных резервуарах, транспортных емкостях и т.п.) определяют объемно - массовым статическим методом по ГОСТ 26976-86 как произведение объема нефтепродукта в градуированных емкостях на плотность, измеренную ареометром при температуре измерения объема в соответствии с ГОСТ 3900-85.
4.2.5.2. Массу сданного (принятого) нефтепродукта (М) в градуированной емкости при приемо - сдаточных операциях определяют по формуле:
M = M - M
i i+1
M = V (1 + 2 x альфа x дельта ) x ро x
i tiст i
x (1 + бета x дельта ) - V (1 + 2 x альфа x
ti i+1
x бета ) x ро x (1 + бета x дельта ), (1)
t(i+1)ст i+1 t(i+1)
где: M. M - массы нефтепродукта, соответственно, в начале
i i+1
и конце учетной операции, кг;
V. V - объемы нефтепродукта, соответственно, в начале и в
i i+1
конце учетной операции, определяемые по градуировочной таблице
резервуара, куб. м;
ро. ро - средние плотности нефтепродукта, соответственно,
i i+1
в начале и в конце учетной операции, кг/куб. м;
альфа - коэффициент линейного расширения материала стенок
резервуара, 1/град. C;
бета - коэффициент объемного расширения нефтепродукта, 1/град.
C;
дельта. дельта - разность температур стенок
tiст t(i+1)ст
резервуара при измерении объема, соответственно, в начале и конце
учетной операции и при градуировке резервуара, град. C.
4.2.5.2. Погрешность определения массы нефтепродукта объемно -
массовым методом определяют по формуле:
2
m ДЕЛЬТА H
i 2 2
ДЕЛЬТА m = +/- 1,1 SQRT <----- [(-------- x 100) + ДЕЛЬТА K +
2 H
m i
пр
бета ДЕЛЬТА дельта
2 ti 2
+ ДЕЛЬТА ро + (-------------------- x 100) ] +
1 + бета дельта
ti
2
m ДЕЛЬТА H
i+1 2 2 2
+ ---- [(-------- x 100) + ДЕЛЬТА K + ДЕЛЬТА ро +
2 H
m i+1
пр
бета ДЕЛЬТА дельта
ti+1 2 2
+ (---------------------- x 100) ] + ДЕЛЬТА M >, (2)
1 + бета дельта
ti+1
------------------------------------------------------------------

SQRT - квадратный корень от выражения в <>. где: H - уровень продукта в емкости, м;
ДЕЛЬТА H - абсолютная погрешность измерения уровня наполнения
продуктом, м;
ДЕЛЬТА K - относительная погрешность градуировки резервуара,
%;
бета = (t - t ) - разность температур продукта при
t ро v
измерении плотности (t ) и объема (t ), град. C;
ро v
ДЕЛЬТА M - относительная погрешность центрального блока
обработки информации данных, %;
дельта ро
ДЕЛЬТА ро = --------- x 100 - относительная погрешность
ро
min
измерения плотности, %;
_______________________
/ 2 2
ДЕЛЬТА бета = / ДЕЛЬТА t + ДЕЛЬТА t - абсолютная
t ро v
погрешность измерения разности температур продукта при измерении
плотности (t ) и (t ), град. C.
ро v
4.2.6. Средства измерений, применяемые для измерений массы, объема, уровня, плотности, температуры, давления и других параметров нефтепродуктов, при проведении учетно - расчетных операций должны иметь сертификаты Госстандарта РФ об утверждении типа средств измерений и быть допущены в обращение в Российской Федерации в соответствии с ПР 50.2.009-94.
4.2.7. Средства измерений, применяемые при учете нефтепродуктов, подлежат поверке органами Государственной метрологической службы в соответствии с ПР 50.2.006-94.
4.2.8. Средства измерений, применяемые при оперативном учете нефтепродуктов, могут подвергаться калибровке в соответствии с ПР 50.2.017-95.
5. Оформление учетных документов
при приемо - сдаточных операциях
5.1. Порядок приема (сдачи) нефтепродуктов по нефтепродуктопроводам и оформление приемо - сдаточных актов обуславливается договорами (контрактами), заключенными между заказчиками и исполнителями (соисполнителями).
5.2. При сдаче на трубопроводный транспорт нефтепродукты сдаются владельцем или иным юридическим лицом по доверенности от владельца. Масса принятого на трубопроводный транспорт нефтепродукта измеряется в резервуарах исполнителя (головных станций МНПП) или НПЗ представителями заказчика и исполнителя и передается исполнителю по акту (Приложение 6). На основании указанных актов возможно оформление единого акта на всю партию продукта между заказчиком и исполнителем по договору.
При приеме - сдаче нефтепродуктов на экспорт между АО (структурными подразделениями АО) магистральных нефтепродуктопроводов, входящих в систему АК "Транснефтепродукт", составляется акт по форме Приложения 7.
5.3. Нефтепродукты, поступившие по нефтепродуктопроводам, принимаются в пунктах назначения по коммерческим узлам учета (коммерческим счетчикам) или по измерениям в резервуарах.
Результаты приема (сдачи) нефтепродуктов по нефтепродуктопроводам оформляются актом формы Приложения 8.
5.4. При приеме - сдаче нефтепродуктов в железнодорожных и автотранспортных цистернах или судах оформляется отгрузочная ведомость и другие документы установленной формы в соответствии с правилами, действующими в системе соответствующего вида транспорта.
5.5. По результатам анализа пробы нефтепродукта исполнитель заполняет паспорт качества с информацией о сертификате соответствия.
По согласованию сторон допускается не проставлять в паспорте качества значения показателей качества нефтепродуктов, не определяемых исполнителем.
5.6. Акты приема - сдачи и отгрузочные ведомости нумеруются по каждому приемо - сдаточному пункту по порядку с начала каждого календарного года и регистрируются в журнале по форме Приложения 11, а отобранные пробы - в журнале по форме Приложения 12.
5.7. Акты приема - сдачи и отгрузочные ведомости подписывают представители исполнителя и заказчика (получателя) с проставлением печатей или штампов.
5.8. Должностные лица, ответственные за прием нефтепродуктов от заказчика и сдачу их получателям, назначаются, а порядок составления и подписания актов приема - сдачи и отгрузочных ведомостей устанавливается приказом по организации.
Образцы подписей представителей заказчика (получателя) хранятся в бухгалтерии исполнителя, а представителей исполнителя - в бухгалтерии заказчика (получателя) вместе с приказом об их назначении.
5.9. Акты приема - сдачи и отгрузочные ведомости составляют в пяти экземплярах (а при необходимости и большем количестве) с приложением паспорта качества с информацией о сертификате соответствия.
В случае поставки нефтепродуктов на внутренний рынок один экземпляр документов остается на приемо - сдаточном пункте, один передается заказчику (получателю), остальные высылаются в вышестоящую организацию.
В случае экспортной поставки один экземпляр документов остается на приемо - сдаточном пункте, один передается заказчику (получателю), один высылается в вышестоящую организацию, два экземпляра направляются в АК "Транснефтепродукт" - один экземпляр остается в АК "Транснефтепродукт", а второй передается заказчику и служит основанием для производства финансовых расчетов в соответствии с контрактом или договорными отношениями.
Акты приема - сдачи на экспортный груз должны содержать сведения, указанные в маршрутных телеграммах на прием (сдачу) нефтепродуктов, и высылаться в АК "Транснефтепродукт".
В случае отгрузки нефтепродуктов на экспорт АО (структурные подразделения АО) на основании реестра железнодорожных накладных (Приложение 10) составляют сводный акт по итогам за месяц (Приложение 9), два экземпляра которого направляются в АК "Транснефтепродукт".
5.10. Расчеты за оказанные услуги по транспорту, сдаче и отгрузке нефтепродуктов производятся заказчиком и исполнителем в порядке, установленном договорными отношениями между ними и соответствующими нормативными документами.
5.11. Журналы регистрации актов приема - сдачи нефтепродуктов и регистрации проб должны быть прошнурованы, пронумерованы и заверены печатью. Количество листов в журнале заверяется подписью руководства организации.
5.12. При отгрузке нефтепродуктов с НП МНПП или сдаче на ПСП получателям паспорт качества с информацией о сертификате соответствия прилагается к акту приема - сдачи нефтепродукта и заполняется по показателям, определяемым лабораторией перекачивающей станции, наливного пункта или приемо - сдаточного пункта, по количеству показателей, предусмотренных Положением РД 112-РСФСР-040-91 или оговоренных в договорах (контрактах).
5.13. Регистрация выданных паспортов качества производится лабораторией в журнале, форма которого приведена в Приложении 14. Порядок оформления журналов учета выдачи паспортов качества аналогичен п. 5.11 настоящей Инструкции.
6. Определение массы нефтепродуктов в трубопроводе
6.1. Массу нефтепродукта M. находящегося в трубопроводе,
тр
определяют как произведение вместимости трубопровода
(геометрический объем внутренней полости) на значение средней
плотности нефтепродукта с учетом поправочных коэффициентов на
давление и температуру.
Вместимость трубопровода определяют по градуировочной характеристике, которую составляют в соответствии с РД 112-РСФСР-036-91 "Определение вместимости и градуировка магистральных нефтепродуктопроводов".
Формы составления градуировочной характеристики трубопровода приведены в Приложениях 15, 16.
Расчет производится для отдельных участков нефтепродуктопровода, а полученные результаты суммируются и округляются до разряда абсолютной погрешности определения плотности нефтепродукта в тоннах:
V x ро
n тр ср
M = SUM ----------, (3)
тр i=1 1000
где: V - вместимость участка трубопровода диаметром D и
тр
длиной L, определяемая по градуировочной таблице, куб. м, с учетом
коэффициентов влияния температуры и давления;
n - число участков трубопровода, заполненных нефтепродуктом;
ро - средняя плотность нефтепродукта, кг/куб. м.
ср
6.2. Если на трассе нефтепродуктопровода имеется значительный перепад геодезических отметок, например, если трубопровод проложен в гористой местности, то расчетные участки следует выбирать таким образом, чтобы в промежуточных точках соблюдалось условие:
¦ P - P ¦ = 0,3 МПа,
пр нач
¦ P - P ¦ = 0,3 МПа, (4)
кон пр
где P. P. P - давление в трубопроводе,
нач кон пр
соответственно, в начале, конце и промежуточных точках
рассматриваемого участка.
6.3. С учетом влияния средних для данного участка трубопровода
значений температуры и давления вместимость участка
нефтепродуктопровода рассчитывается по формуле:
V = V x K x K. (5)
тр гр t p
где: K - коэффициент, учитывающий влияние температуры.
t
Значения коэффициента K приведены в Приложении 17;
t
K - коэффициент i-ого участка, учитывающий расширение
p
трубопровода и сжатие нефтепродукта от давления.
Коэффициент K определяют по формуле:
p
P + P D
н к в
K = K x K = [1 + (-------) -------] x
p 1 2 2 Eдельта
P + P
н к
x [1 + гамма (-------)], (6)
2
где: K - коэффициент, учитывающий расширение трубопровода от
1
внутреннего давления;
K - коэффициент, учитывающий сжатие нефтепродукта от
2
давления;
P. P - давление в начале и конце участка трубопровода, МПа;
н k
D - внутренний диаметр трубы, мм;
в
дельта - толщина стенки трубы, мм;
E - модуль упругости материала трубы (по СНиП 2.05.06-85
5
E = 2,06 x 10 МПа);
гамма - коэффициент сжимаемости перекачиваемого нефтепродукта,
1/МПа.
Значения поправочных коэффициентов K и K в зависимости от
1 2
диаметра трубопровода, давления и при принятом значении E
приведены в Приложениях 18, 19.
В случаях, когда встречаются диаметры трубопровода или
давления, не указанные в таблицах, значения коэффициентов K и K
1 2
могут быть определены расчетом по приведенной формуле (6).
6.4. При определении массы нефтепродукта в технологических трубопроводах они должны быть полностью заполнены, контроль за их заполнением ведется с помощью воздушных кранов, установленных на возвышенных участках трубопровода.
Разрешается полностью освобождать отдельные участки нефтепродуктопровода от нефтепродуктов (при проведении ремонтных работ, в межнавигационный период и т.д.).
6.5. При наличии самотечных участков объем нефтепродуктов в них определяют по методике, приведенной в Приложении 20.
6.6. Средние для данного участка значения плотности, температуры и давления нефтепродукта, находящегося в линейной части магистрального нефтепродуктопровода и в технологических трубопроводах, определяют как среднее арифметическое соответствующих величин, измеренных в начале и конце участка нефтепродуктопровода во время проведения инвентаризации:
ро = 0,5 x (ро + ро ), (7)
ср нач кон
P = 0,5 x (P + P ), (8)
ср нач кон
t = 0,5 x (t + t ), (9)
ср нач кон
где: ро. ро - плотность нефтепродукта в начале и конце
нач кон
участка при температуре и давлении в месте отбора проб, кг/куб. м;
P. P - значение давления в начале и конце участка, МПа;
нач кон
t. t - значение температуры в начале и конце участка,
нач кон
град. C.
6.7. Если на момент инвентаризации на участке магистрального нефтепродуктопровода окажутся различные марки и виды нефтепродуктов, массу каждого нефтепродукта определяют по массе закачанных в трубопровод партий с учетом сброса на пунктах сдачи, сброса и подкачки на промежуточных станциях и нормативной естественной убыли при транспортировке нефтепродуктов, находящихся в трубопроводе.
7. Инвентаризация нефтепродуктов на объектах
магистральных нефтепродуктопроводов
7.1. Инвентаризацию нефтепродуктов проводят с целью контроля их сохранности путем проверки фактического наличия и сопоставления с данными бухгалтерского учета для каждой марки и вида нефтепродукта в отдельности с детализацией ресурсов по собственным нефтепродуктам АО и сторонних заказчиков, а также для установления недостач или излишков, образовавшихся за межинвентаризационный период.
7.2. Инвентаризация проводится также в следующих случаях:
- при наличии дебаланса на магистральных нефтепродуктопроводах;
- при смене материально ответственных лиц, при этом инвентаризация проводится на день приемки - передачи дел;
- при установлении фактов диверсий, краж, ограблений, хищений или злоупотреблений, а также порчи (умышленной или неумышленной) немедленно по установлении таких фактов;
- после пожаров или стихийных бедствий (наводнений, землетрясений и др.) - немедленно по окончании пожара или стихийного бедствия;
- в других случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации.
7.3. Инвентаризацию нефтепродуктов проводят на 6 часов московского времени первого числа каждого месяца, следующего за отчетным, руководствуясь Законом РФ "О бухгалтерском учете" N 129-ФЗ, нормативными актами, требованиями "Положения о бухгалтерском учете и отчетности в Российской Федерации", утв. Министерством финансов Российской Федерации от 26 декабря 1994 г. N 170, и "Инструкции о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефтепродуктов на нефтебазах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР", Москва, 1985 г. утв. Зам. председателя Госкомнефтепродукта СССР 15 августа 1985 г.
7.4. Для проведения инвентаризации приказом по АО и подразделению АО создаются постоянно действующие и рабочие инвентаризационные комиссии из числа работников организации (акционеров) при обязательном участии бухгалтера, возглавляемые руководителем организации или его заместителем (представителем руководства организации).
Руководитель и главный (старший) бухгалтер организации несут ответственность за правильное и своевременное проведение инвентаризации. Порядок организации инвентаризационных комиссий и их функциональные обязанности приведены в Приложении 22.
7.5. При проведении инвентаризации на всех объектах магистрального трубопровода необходимо:
- сверить показания часов;
- измерить уровни нефтепродуктов в закачиваемых и откачиваемых резервуарах одновременно на всем трубопроводе.
7.6. Перед началом инвентаризации нефтепродукты из ловушек должны быть откачаны в емкости, имеющие градуировочные таблицы.
7.7. Инвентаризацию проводят, как правило, без прекращения перекачки нефтепродуктов по магистральным трубопроводам, которые должны работать на постоянном режиме.
При проведении инвентаризации во время остановки перекачки нефтепродуктов необходимо закрыть все задвижки на нефтепродуктопроводе, в том числе и на отводах. Самотечные участки нефтепродуктопровода заполняются нефтепродуктом путем перекрытия задвижки на нижнем участке трубопровода.
Технологические трубопроводы должны быть полностью заполнены, контроль за их заполнением ведут с помощью воздушных кранов, установленных на возвышенных участках нефтепродуктопровода.
При инвентаризации разрешается отдельные участки нефтепродуктопровода полностью освобождать от нефтепродуктов (при проведении ремонтных работ, в межнавигационный период и т.п.).
7.8. Линейная часть магистральных трубопроводов, ответвления и отводы, резервуары, технологические трубопроводы и технологическое оборудование должны находиться в исправном состоянии. Линейная часть и резервуары должны иметь градуировочные таблицы и другие нормативно - технические документы (паспорта на резервуары, технологический регламент и др.). На технологические трубопроводы необходимо иметь градуировочные таблицы, утвержденные главным инженером ЛПДС, ПС или наливного пункта. Технологические трубопроводы градуируются в соответствии с РД 112-РСФСР-023-89.
7.9. Массу нефтепродуктов при инвентаризации определяют:
- в резервуарах и других емкостях (железнодорожных цистернах, судах и др.);
- в линейной части магистрального нефтепродуктопровода, ответвлениях и отводах (пример расчета приведен в Приложении 21);
- в технологических трубопроводах;
- в технологическом оборудовании (насосах и их обвязке, фильтрах, отстойниках, емкостях для утечек, запорной арматуре и пр.).
7.10. Определение массы нефтепродуктов в емкостях производят в соответствии с разделом 4 настоящей Инструкции.
7.11. К моменту инвентаризации должно быть минимальное количество резервуаров, находящихся в режиме закачки - выкачки.
7.12. Массу нефтепродуктов в резервуаре при инвентаризации определяют первоначально в отключенных резервуарах, затем в установленное время проведения инвентаризации - в работающих.
7.13. Если на момент инвентаризации производят налив из резервуаров в транспортные средства, массу нефтепродукта определяют по резервуару до начала налива в транспортные средства.
Нефтепродукт, подготовленный к отгрузке железнодорожным, водным или другими видами транспорта, но не оформленный отгрузочными документами по состоянию на 6 часов московского времени 1-го числа, учитывают в остатках.
Нефтепродукт, оформленный к этому времени отгрузочными документами, учитывается заказчиком (владельцем) в остатках как нефтепродукт, находящийся в пути, в составе товарных остатков.
Исполнитель о каждой проведенной отгрузке по телеграфу (факсу) извещает заказчика (владельца) о массе отгруженного нефтепродукта с указанием даты отгрузки и номеров отгрузочных документов.
Грузополучатель уведомляет заказчика (владельца) о готовности к приему нефтепродукта. В случае отгрузки с наливных пунктов отделение железной дороги грузополучателя дает подтверждение в отделение железной дороги грузоотправителя.
7.14. При инвентаризации и в других необходимых случаях определяют остаток нефтепродуктов в резервуарах. Остаток нефтепродуктов включает в себя минимально допустимый, технологический и товарный остаток.
7.15. Величины норм минимально допустимого и технологического остатков определяются в соответствии с технологическими картами по эксплуатации резервуаров.
Расчет и утверждение норм минимально допустимых и технологических остатков нефтепродуктов в резервуарных парках МНПП и НС производится 1 раз в год.
7.16. Для определения товарных остатков из величины фактического остатка нефтепродукта в резервуарах следует вычесть величины минимально допустимого и технологического остатков.
Объем товарных остатков определяется по каждому виду (марке) нефтепродуктов.
7.17. При инвентаризации нефтепродуктов в резервуарах, находящихся в режиме хранения, качество нефтепродуктов определяют по пробам, отобранным до момента инвентаризации, но не более чем за трое суток до момента инвентаризации.
7.18. Для определения плотности нефтепродуктов проводят отбор проб по ГОСТ 2517-85 на момент инвентаризации.
7.19. Среднюю температуру нефтепродукта определяют во время измерения уровня нефтепродукта в резервуаре или в другой емкости.
7.20. Массу нефтепродукта в линейной части трубопровода, отводах и ответвлениях, технологических трубопроводах определяют в соответствии с разделом 6 настоящей Инструкции.
7.21. Массу нефтепродуктов, находящихся в технологическом оборудовании, определяют исходя из геометрической вместимости конкретного оборудования и плотности нефтепродуктов.
7.22. Фактическое наличие нефтепродукта на 1 число каждого месяца отражается в актах инвентаризации или в инвентаризационных описях, формы которых приведены в Приложениях 23 - 28. Инвентаризационные описи составляются в трех экземплярах. Один экземпляр описи остается на объекте, а два других экземпляра в день составления передают в АО.
7.23. По результатам инвентаризации каждое АО составляет сводную ведомость по форме Приложения 29.
7.24. Для выявления результатов инвентаризации нефтепродуктов бухгалтерия совместно с ТТО или ТТС АО составляет сличительные ведомости по форме Приложения 30 в срок не более 5 дней после снятия натурных остатков.
7.25. Инвентаризационная комиссия рассматривает результаты проведенной инвентаризации и свои замечания, предложения и решения отражает в протоколе инвентаризации, который утверждает руководитель организации не позднее 10 дней после окончания инвентаризации. Для акционированных организаций результаты работы инвентаризационных комиссий могут быть вынесены для обсуждения на общем собрании акционеров.
7.26. На продукт, принадлежащий заказчикам, начисляют потери в пределах норм естественной убыли, что оговаривается в договорах. Потери нефтепродуктов, принадлежащих организациям АК "Транснефтепродукт", в пределах норм естественной убыли списываются распоряжением руководителя предприятия на издержки обращения только после установления факта недостачи.
7.27. Если разница между массой нефтепродуктов, определенной при инвентаризации, и массой нефтепродуктов, определенной по данным бухгалтерского учета (за минусом убыли в пределах установленных норм), находится в пределах погрешности измерения, установленной ГОСТ 26976-86, то эта разница не учитывается, а за основу принимаются данные бухгалтерского учета. В случае если указанная разница превышает установленные погрешности измерения, то данное превышение взыскивается с материально ответственных лиц (при недостаче) или приходуется (при излишке).
При этом установленные ГОСТ 26976-86 предельные нормы погрешности могут применяться только по отношению к фактическому остатку нефтепродуктов, измеренному в резервуарах при инвентаризации.
Запрещается списание нефтепродуктов на погрешность средств и методов измерений.
7.28. При сдаче нефтепродуктов по отводам на ПОН и выявлении дебаланса должен быть обеспечен доступ для организации внезапных и внеплановых проверок.
При установлении недостач и потерь, явившихся следствием злоупотребления, соответствующие материалы в течение 5 дней после установления недостач и потерь подлежат передаче в следственные органы, а на сумму выявленных недостач и потерь предъявляется гражданский иск.
7.29. Недостачи нефтепродуктов сверх норм естественной убыли, потери от порчи, диверсий и хищений, когда конкретные виновники не установлены, списываются в установленном порядке в соответствии с действующим порядком налогообложения на результаты финансовой деятельности организации в соответствии с Законом РФ "О бухгалтерском учете" от 21 ноября 1996 г. N 129-ФЗ.
В документах, предъявляемых для оформления списания недостач нефтепродуктов, должны быть указаны меры, принятые по предотвращению таких недостач и потерь.
8. Определение величины потерь нефтепродуктов
и их списание
8.1. При транспортировании и хранении нефтепродуктов возможны следующие виды потерь:
- естественная убыль при хранении и проведении операций приема - отпуска;
- естественная убыль нефтепродуктов из магистральных и технологических трубопроводов при транспортировке, связанная с утечками через уплотнения насосно - силового, технологического оборудования и арматуры и т.п.;
- потери нефтепродуктов, связанные с проведением технического обслуживания и ремонта (ТОР) оборудования и сооружений магистральных нефтепродуктопроводов (зачистка резервуаров, врезка и ремонт технологического оборудования и т.п.);
- разовые потери при отказах, связанных с нарушением герметичности нефтепродуктопровода и оборудования (повреждения и аварии);
- потери, связанные с хищением нефтепродуктов из трубопроводов и резервуаров.
8.2. Общие фактические потери определяют как разность между приходной и расходной частью баланса движения нефтепродуктов (Приложение 31). Эта разность включает все виды потерь, перечисленных в п. 8.1.
8.3. Величину потерь нефтепродуктов от естественной убыли определяют в соответствии с нормами естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировании, утвержденными Постановлением Госснаба СССР от 26.03.86 N 40.
8.4. Под нормой естественной убыли понимают допустимую величину безвозвратных потерь нефтепродуктов, происходящих непосредственно при товарно - транспортных операциях.
8.5. К естественной убыли не относят потери нефтепродуктов, вызванные нарушениями требований правил технической эксплуатации МНПП или технологических регламентов.
8.6. Нормы естественной убыли нефтепродуктов установлены для двух периодов года: осенне - зимнего (с 1 октября по 31 марта) и весенне - летнего (с 1 апреля по 30 сентября), а также в зависимости от типа резервуара, его вместимости и оснащенности средствами сокращения потерь (понтон, газовая обвязка и т.п.).
8.7. Нормы естественной убыли начисляют на продукт, принадлежащий заказчикам, в зависимости от вида технологической операции, группы нефтепродукта, климатической зоны, периода года, типа хранилища или вида транспорта, что оговаривается в договорах.
Нормы естественной убыли на продукт, принадлежащий организациям, входящим в состав АК "Транснефтепродукт", начисляют и списывают только при установлении факта недостачи и относят на издержки обращения.
При эксплуатации трубопроводов в режимах, существенно отличающихся от номинальных, фактические потери указываются в договоре по согласованию сторон.
8.8. Ежемесячно составляется отчет об общих потерях нефтепродуктов с указанием потерь собственных нефтепродуктов и нефтепродуктов сторонних организаций по форме Приложения 32.
8.9. Определение потерь нефтепродуктов при авариях и повреждениях и их списание проводится в соответствии с действующей Инструкцией по техническому расследованию, учету аварий и повреждений технологических объектов магистральных нефтепродуктопроводов и списанию сверхнормативных потерь нефтепродуктов.
8.10. В целях предотвращения загрязнения водоемов и почвы при повреждениях нефтепродуктопроводов принимаются меры по закрытию необходимых линейных задвижек и опорожнению участка трубопровода путем сброса нефтепродуктов в резервуарные емкости перекачивающих станций или, в порядке исключения, по организации сдачи их ближайшим предприятиям по обеспечению нефтепродуктами и АЗС вне зависимости от имеющихся договоров на поставку нефтепродуктов или планов их сдачи.
Сдача производится на основании условий сдачи нефтепродуктов при аварийных ситуациях, оговариваемых в инструкции взаимоотношений между организациями МНПП и потребителями (ПОН и АЗС), тяготеющими к трубопроводам.
8.11. При повреждениях на магистральных нефтепродуктопроводах с выходом нефтепродукта на поверхность земли организуют сбор и закачку его в нефтепродуктопровод.
При невозможности закачки собранного нефтепродукта в нефтепродуктопровод организуют вывоз его и сдачу ближайшим предприятиям по обеспечению нефтепродуктами с привлечением технических средств этих предприятий или АЗС, а также промышленных предприятий и других хозяйств.
При невозможности доставки собранного нефтепродукта на предприятия по обеспечению нефтепродуктами и АЗС, с целью уменьшения безвозвратных потерь нефтепродукта при повреждениях нефтепродуктопровода он может быть реализован непосредственно предприятиям и хозяйствам, участвующим при вывозе нефтепродукта с оформлением акта приема - сдачи через ближайшие предприятия по обеспечению нефтепродуктами или АЗС вне зависимости от объемов поставок нефтепродуктов, предусмотренных договорами.
Нестандартный нефтепродукт, собранный после аварии (загрязненный водой, механическими примесями, разложившейся битумной изоляцией и т.п.), реализуется исполнителем предприятиям промышленности и сельского хозяйства по ценам печного бытового топлива, мазута или отработанных нефтепродуктов группы СНО.
Реализованный нестандартный нефтепродукт учитывается в балансе движения нефтепродуктов как "пересортица" сверх норматива.
Разница в стоимости относится на издержки исполнителя и погашается в соответствии с действующим порядком налогообложения. Списание потерь нефтепродуктов производится на основании акта расследования аварии.
8.12. Потери нефтепродукта при выполнении планово - предупредительных работ по зачистке резервуаров, трубопроводов, их ремонте и заполнении нефтепродуктом трубопроводов, производимых в соответствии с действующими НТД, определяются комиссией, назначаемой руководителем АО или его структурного подразделения. Потери нефтепродуктов не должны превышать технически обоснованные объемы и действующие нормы, установленные РД 112-РСФСР-028-90 "Нормы технологических потерь нефтепродуктов при зачистке резервуаров".
Нефтепродукты, собранные при зачистке резервуаров, трубопроводов, цистерн, нефтеналивных судов и другого оборудования, а также использованные в качестве промывочных жидкостей, переводятся в зависимости от их качества в другие сорта или отработанные нефтепродукты группы СНО и отражаются в отчете формы N 17-ПС.
Результаты перевода оформляются актом по форме Приложения 33. Затраты, свя