Методы и средства измерений нефти и нефтепродуктов

Содержание

Введение 1. Общие положения 2. Методы и средства измерений нефти и нефтепродуктов Объемно-массовый метод измерений Приборы и средства измерения Проведение измерений Обработка результатов измерений Массовый метод измерений Средства измерения Проведение взвешивания Объемный метод измерений Средства измерений Проведение измерений Гидростатический (пьезометрический) метод измерения Средства измерений Проведение измерений и обработка результатов 3. Приемка поступивших нефтепродуктов на нефтебазах и наливных пунктах (станциях) Общие вопросы приемки нефтепродуктов Приемка нефтепродуктов от нефтеперерабатывающих заводов Приемка нефтепродуктов, поступивших железнодорожным транспортом Приемка нефтепродуктов, поступивших водным транспортом Приемка нефтепродуктов, поступивших автомобильным транспортом Приемка нефтепродуктов, поступивших по нефтепродуктопроводам 4. Хранение нефтепродуктов 5. Отпуск нефтепродуктов нефтебазами и наливными пунктами (станциями) Отгрузка нефтепродуктов железнодорожным транспортом Отгрузка нефтепродуктов водным транспортом Отпуск нефтепродуктов автомобильным транспортом 6. Приемка и отпуск нефтепродуктов на автозаправочных станциях (АЗС) Приемка и отпуск нефтепродуктов на АЗС Порядок приема (передачи) смены на АЗС Составление сменных отчетов АЗС 7. Смешение нефтепродуктов 8. Сбор, приемка, хранение и отпуск отработанных нефтепродуктов 9. Инвентаризация нефти и нефтепродуктов Приложение № 1Номенклатурный перечень средств измерений, подлежащих обязательной государственной поверке Приложение № 2Перечень нормативно-технической документации, используемой при учетно-расчетных операциях Приложение № 3Акт №______ приемки (передачи) нефтепродуктов от нефтеперерабатывающего заводаот_______19__г. Приложение № 4Акт № ______ приемки нефтепродуктов по количеству от_________19__г. Приложение № 5Журнал учета поступивших нефтепродуктов по_________нефтебазе Приложение № 6Акт №______ приемки (сдачи) нефтепродуктов по трубопроводу от_________19__г. Приложение № 7Журнал изменений нефтепродуктов в резервуарах Приложение № 8Ведомость №_______ налива и отгрузки нефтепродуктов_________ Приложение № 9Этикетка на отобранную пробу нефтепродукта Приложение № 10Карточка №______ учета исполнения договора (наряда, заказа) №______ Приложение № 11Заказ на доставку нефтепродуктов Приложение № 12Суточный приказ на доставку нефтепродуктов №______ Приложение № 13Направление на отгрузку нефтепродуктов Приложение № 14Акт приемки (сдачи) нефтепродуктов по трубопроводу на автозаправочную станцию от "___"_____19__г. Приложение № 15Журнал учета поступивших нефтепродуктов по АЗС №_____ Приложение № 16 Приложение № 17Акт №______ о смешении нефтепродуктов от "___"____19__г. Приложение № 18Накладная №_____ "___"_____19__г.на принятые отработанные нефтепродукты Приложение № 19Журнал учета приемки, реализации и использования отработанных нефтепродуктовпо______________нефтебазеза 19__год Приложение № 20Распоряжение о проведении инвентаризации№______от "___"_____19_ г. Приложение № 21Книга контроля за выполнением распоряжений о проведении инвентаризации Приложение № 22Ведомость наличия нефтепродуктов в технологических трубопроводах по состоянию на"___"_______19__г. Приложение № 23Инвентаризационная опись нефти и нефтепродуктов №______от "___"______19_ г. Приложение № 24Сличительная ведомость результатов инвентаризации нефтепродуктов на "___"__________19_ г. Приложение № 25Расчет естественной убыли нефтепродуктов, находящихся на ответственном хранении у_______________________(должность, Ф.И.О.)за период с"___"___19__г. по"___"_____19__ г. Приложение № 26Инвентаризационная опись наличия____________________________(наименование нефтепродукта)в судах на "___"_____________________19__г.(день инвентаризации)

Введение

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

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

Общие положения

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

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

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

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

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

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

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

Проведение измерений

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

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

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

Если расхождения превышают 1 мм, измерения необходимо повторить.

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

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

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

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

(2.1)

где N - уклон оси резервуара;

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

знак (-) - если уклон в сторону люка;

-"- (+) - если уклон от люка.

Допустимый уклон резервуара не более 1:1000.

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

Измерены уровни: воды h - 35 мм

нефтепродукта и воды h общий - 3200 мм

Поправка на уклон

Исправленный уровень:

воды hb =35-19=16 мм

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Отсчитывается температура по термометру, не вынимая его из нефтепродукта.

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

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

В этом случае средняя температура нефтепродукта вычисляется:

(2.2)

где: t _в - температура точечной пробы верхнего слоя в град. С;

t _с - температура точечной пробы среднего слоя в град. С;

t _н - температура точечной пробы нижнего слоя в град. С.

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

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

Средняя температура вычисляется:

(2.3)

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

(2.4)

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

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

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

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

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

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

2.30. При приемке и отпуске нефтепродуктов необходимо помнить:

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

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

Массовый метод измерений

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

Средства измерения

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

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

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

Проведение взвешивания

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

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

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

Железнодорожные цистерны взвешиваются в соответствии с ГОСТ 8.424-81.

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 2.2

Допускаемая погрешность весов при взвешивании состава в целом, %	Число цистерн в составе	Масса Мн, в каждой цистерне, т, более
+/-0,2	12	68
	24	51
+/-0,35	12	81
	24	61

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

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

Объемный метод измерений

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

Объемный метод применяется на АЗС для учета нефтепродуктов.

Средства измерений

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

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

Проведение измерений

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

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

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

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

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

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

Средства измерений

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

Вязкость нефтепродуктов не должна превышать 10^-4 кв. м/с (100 сСт). На резервуары должны быть составлены калибровочные таблицы по ГОСТ 8.380-80.

Хранение нефтепродуктов

4.1. На всех нефтебазах и в цехах, занятых перевалкой нефтепродуктов, ежедневно ведется учет нефтепродуктов с записью в журнале измерений нефтепродуктов в резервуарах по форме № 17-НП (Приложение 7) по каждому резервуару в отдельности с отражением всех операций, проводимых каждой сменой.

Страницы журнала нумеруются и скрепляются печатью и подписью руководства нефтебазы.

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

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

- правильным определением неровности днищ и уклонов резервуаров;

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

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

- правильным определением содержания воды в нефтепродуктах и подтоварной воды;

- соответствующей подготовкой работников, занимающихся учетом нефтепродуктов.

4.3. Нефтепродукты должны храниться в резервуарах, металлической, деревянной и другой таре, отвечающей требованиям технических условий и стандартов.

4.4. Для предотвращения потерь при хранении нефтепродуктов должно быть организовано наблюдение за состоянием резервуарного парка. Контроль за сохранностью нефтепродуктов в резервуарах и таре осуществляется внешним осмотром тары и измерением уровня в резервуарах.

4.5. В резервуарах, бочках, мелкой фасовочной таре должны храниться нефтепродукты, принадлежащие только нефтебазе. Запрещается оставлять на ответственном хранении нефтепродукты, принадлежащие потребителям.

4.6. Масса нефтепродукта, расфасованного в исправные бочки, бидоны, мешки и т.п., определяется по трафарету, проставленному на таре.

Смешение нефтепродуктов

7.1. При смешении нефтепродуктов в результате перекачки различных сортов и марок нефтепродуктов по одному нефтепродуктопроводу, слива разных сортов автомобильных бензинов в одну емкость без соответствующей очистки и других операциях назначается комиссия, которая определяет причины смешения нефтепродуктов и количества смешенных нефтепродуктов.

7.2. О результатах проверки комиссией составляется акт о смешении нефтепродуктов по форме № 26-НП (Приложение 17).

7.3. Акт смешения нефтепродуктов и объяснение ответственных лиц рассматриваются руководством нефтебазы.

7.4. Потери от смешения нефтепродуктов должны относиться на виновных лиц.

Потери от смешения нефтепродуктов в случаях, когда конкретные виновники не установлены, могут быть списаны на издержки обращения в порядке, предусмотренном п. 9.37 настоящей Инструкции.

Приложение № 1

(к п. 1.3)

Номенклатурный перечень
средств измерений, подлежащих обязательной государственной поверке

Наименование средств измерений	Подлежат периодической поверке в указанные сроки (не реже) при применении
	для учетных операций	для взаимных расчетов и в торговле
1	2	3
1. Счетчики нефти, нефтепродуктов	Устанавливаются территориальными органами Госстандарта	1 раз в 2 года
2. Топливомаслораздаточные колонки	1 раз в год	1 раз в год
3. Механизированные заправочные агрегаты жидкого топлива	Устанавливаются территориальными органами Госстандарта	1 раз в 2 года
4. Мерники технические 1 и 2 класса	1 раз в 2 года	1 раз в 2 года
5. Образцовые мерники 11 разряда	1 раз в год	1 раз в год
6. Автоцистерны для нефтепродуктов	-	1 раз в 2 года
7. Меры для отпуска жидкостей (метрические)	-	1 раз в 2 года
8. Весоизмерительные приборы	1 раз в год	1 раз в год
9. Гири	1 раз в год	1 раз в год
10. Уровнемеры	1 раз в год	1 раз в год
11. Метроштоки	1 раз в 2 года	-
12. Рулетки с грузами	1 раз в 2 года	1 раз в 2 года
13. Термометры всех типов	Устанавливаются 1 раз в год территориальными органами Госстандарта	Устанавливаются 1 раз в год территориальными органами Госстандарта
14. Ареометры	Подлежат первичной поверке при выпуске из производства

Приложение № 2

(к п. 1.4)

Перечень
нормативно-технической документации, используемой при учетно-расчетных операциях

1. ГОСТ 8.378.80. ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Норма точности определения массы в резервуарах при учетно-расчетных операциях.

2. ГОСТ 8.370.80. ГСИ. Топливо нефтяное. Мазут. Норма точности взвешивания.

3. ГОСТ 8.380.80. ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические вместимостью 100 - 50000 куб. м. Методы и средства поверки.

4. ГОСТ 8.364-79. ГСИ. Резервуары стальные горизонтальные. Методы и средства поверки.

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

6. Методические указания по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод.

7. Инструкция 36-55 по поверке автоцистерн калиборованных.

8. Правила 14-49 о порядке утверждения местными органами Госстандарта калибровочных таблиц береговых резервуаров для нефти и нефтепродуктов, принимаемых и сдаваемых на перевалочных нефтебазах при перевозке водным транспортом.

9. ГОСТ 2517-80. Нефть и нефтепродукты. Отбор проб.

10. ГОСТ 3900-47. Нефтепродукты. Методы определения плотности.

11. ГОСТ 2477-65. Нефтепродукты. Метод количественного определения содержания воды.

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

13. ГОСТ 21534-76. Нефть. Методы определения содержания хлористых солей.

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

15. ГОСТ 21046-81. Нефтепродукты отработанные. Общие технические условия.

16. ГОСТ 18987-73. Метрошток для измерения уровня нефтепродуктов в транспортных и стационарных емкостях.

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

18. ГОСТ 7502-80. Рулетки измерительные металлические.

19. ГОСТ 15983-81. Уровнемеры и датчики уровня промышленного применения ГСП.

20. ГОСТ 13702-78. Уровнемеры поплавковые с пружинным уравновешиванием.

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

22. ГОСТ 13196-77. Пробоотборники стационарные для резервуаров с нефтью и нефтепродуктами. Типы и основные параметры. Общие технические требования.

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

24. ГОСТ 215-73. Термометры ртутные стеклянные лабораторные. Технические условия.

25. ГОСТ 7328-82. Гири общего назначения.

26. ГОСТ 11537-81. Колонки маслораздаточные. Общие технические условия.

27. ГОСТ 9018-82. Колонки топливораздаточные, технические условия.

28. ГОСТ 8.045-80. Колонки топливораздаточные. Методы и средства поверки.

29. ГОСТ 8.001-80. Организация и порядок проведения Государственных испытаний средств измерений.

30. ГОСТ 8.326-78. Метрологическое обеспечение разработки, изготовления и эксплуатации нестандартизированных средств измерений. Основные положения.

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

32. ГОСТ 8.424-81. Масса народнохозяйственных грузов, перевозимых по железной дороге. Методика выполнения измерений.

33. ГОСТ 23676-79. Весы для статического взвешивания. Пределы взвешивания. Метрологические параметры.

34. Методические указания 319 по поверке устройства "Радиус", автоматического измерения массы жидкости в резервуарах.

35. Нормы естественной убыли нефти и нефтепродуктов при приеме, отпуске, хранении и транспортировании (утверждены Постановлением Госснаба СССР от 09.06.77 № 30).

36. Инструкция о порядке приемки продукции производственно-технического назначения и товаров народного потребления по качеству, утвержденная Постановлением Госарбитража СССР от 25 апреля 1966 года № П-7 с последующими дополнениями и изменениями.

37. Инструкция о порядке приемки продукции производственно-технического назначения и товаров народного потребления по количеству, утвержденная Постановлением Госарбитража СССР от 15.06.65 № П-6 с последующими дополнениями и изменениями.

38. РД 50-190-80. Методические указания. Государственный надзор за состоянием измерений нефтепродуктов. Организация и порядок проведения.

39. Правила технической эксплуатации стационарных, контейнерных, малогабаритных и передвижных автозаправочных станций.

40. Правила технической эксплуатации нефтебаз.

41. Правила перевозок грузов, ч. 1, изданные в соответствии с Уставом железных дорог Союза ССР (с изменениями и дополнениями по состоянию на 1 сентября 1975 года), М., "Транспорт", 1975 г., МПС СССР.

42. Правила перевозок грузов, ч. 1, 2, изданные в соответствии с Уставом внутреннего водного транспорта Союза ССР (с изменениями и дополнениями по состоянию на 1 июня 1979 года), М., "Транспорт", 1979 г., МРФ РСФСР.

43. Правила пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР, утвержденные 29.07.83.

44. Положение о поставках продукции производственно-технического назначения, утвержденные Постановлением Совета Министров СССР от 10.02.81 № 161.

45. Особые условия поставки нефтепродуктов предприятиями-изготовителями нефтесбытовым организациям, утвержденные Постановлением Госснаба СССР и Госарбитража СССР от 06.03.75 № 18/104.

46. РД 39-5-770-82. Инструкция по определению количества нефти на автоматизированных узлах учета с турбинным счетчиком при учетно-расчетных операциях.

47. Таблицы калибровки железнодорожных цистерн, М., "Транспорт", 1980 г.

Приложение № 3

(к пп. 3.12 и 3.13)

Форма № 16-НП

Госкомнефтепродукт_______________ ______________________управление _______________________нефтебаза Утверждена Госкомнефтепродуктом СССР 15 августа 1985 года № 06/21-8-446 Акт №______ приемки (передачи) нефтепродуктов от нефтеперерабатывающего завода от_______19__г. Настоящий акт составлен в том, что_______________________________________ (должность, наименование ________________________т.___________сдал, а_____________________________ предприятия, организации) (должность, __________________________________т.____________________________________ наименование предприятия, организации) принял в резервуарах следующую массу нефтепродуктов: Наименова­ние нефтепро­дукта ГОСТ № резер­вуара № паспорта Дата Масса, т Масса прописью Цена за т Сумма, руб. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Сдал_____________________ Принял________________________ (подпись) (подпись) М.П._______________19_ г. М.П.______________19_ г. (дата) (дата) Примечание. Если нефтебаза передает принятые нефтепродукты на ответственное хранение нефтеперерабатывающему заводу, в акте делается следующая запись: "Указанное количество нефтепродуктов принято цехом__________________ (наименование ___________________нефтеперерабатывающего завода на ответственное хранение. цеха) Принял________________ Сдал___________________ (подпись) (подпись) М.П М.П.

Приложение № 4

(к пп. 3.2.3, 6.10)

Форма № 12-НП

Госкомнефтепродукт_______________ ______________________управление _______________________нефтебаза Утверждена Госкомнефтепродуктом СССР 15 августа 1985 года № 06/21-8-446 Утверждаю Директор нефтебазы _______________________ ______________19_____г. Акт № ______ приемки нефтепродуктов по количеству от_________19__г. Мы, нижеподписавшиеся__________________________________________________ представитель предприятия_________________________________________т.____, (наименование предприятия, Ф.И.О.) действующий на основании удостоверения №_____________от_______, общественный представитель нефтебазы___________________________________ (должность) т._________, действующий на основании удостоверения №_______от__________, выданного в соответствии с решением профсоюзного комитета от_____________ протокол № ______________, составили настоящий акт в том, что при приемке ______________________________________________________________________ (наименование груза) код______, отгруженного со станции______________________________________ оказалось следующее: 1. Наименование и адрес грузоотправителя_________________________________ 2. Наименование и адрес поставщика______________________________________ 3. Место приемки - подъездной путь на станции_____________________________ 4. Время прибытия груза на станцию назначения____________________________ 5. Время выдачи груза нефтебазе__________________________________________ 6. Техническое состояние цистерн_________________________________________ 7. Пломбы____________________наличие и состояние уплотнительных прокладок ___________их состояние________________________________________________ 8. Масса груза определена________________________________________________ (указать метод определения) содержание оттисков________________ 9. К накладным приложены (не приложены) паспорта №__________ 10. Измерительные приборы в установленном порядке проверены (не проверены) ____________________________________________________________ 11. Время начала приемки____________ч. _____мин. и окончания приемки_________ч._________мин. При вскрытии цистерн и проверке массы оказалось следующее:

 

Дата отправления	№ вагона, цистерны	№ накладной	Контрольные знаки пломб		Показатели по отгрузочным документам
			с одной стороны	с другой стороны	тип цистерны	уровень заполнения в, мм	плотность кг/ куб, м	темпера тура, °С	масса брутто, кг	Содержание воды		масса нетто, кг
										%	кг
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13

Продолжение

Фактически оказалось								Результат
тип цистерны	уровень заполнения, мм	плотность кг/ куб м	температура, °С	масса брутто, кг	%	кг	масса нетто, кг	недостача		излишки	заполняется БУ
								Всего в том числе
									в пределах нормы
14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25

12. Недостающее количество в вагонах (цистернах) вместиться

могло

_________(ненужное зачеркнуть)

не могло

13. Прилагаемые к акту документы_____________________________

14. Комиссия с правилами приемки продукции по количеству ознакомлена. Все лица, участвовавшие в приемке, предупреждены о том, что они несут ответственность за достоверность данных, изложенных в акте.

Лица, участвовавшие в составлении акта:

______________________ _______________________ ___________________

(подпись) (подпись) (подпись)

Приложение № 5

(к п. 3.27)