МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВНИИСПТнвфть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО УЧЕТУ НЕФТИ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ РД 39 - 30 - 678 - 82

1932

Министерство нефтяной промышленности

Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (ВНИИСПТнефть)

УТВБВДНА

Первым заместителем Министр* нефтяной промышленности

В.И.Кремневым

12 января 1982 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ

ПО УЧЕТУ НЕФТИ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕОТНПРОВОДАХ

РД 39-30-678-82

1962

to

трубкам* расположенным по высоте резервуара.

4.2.2.3.    Уровень нефти в железнодорожных цистернах измеряют вручную метроштоком по ГОСТ 18987-73.

4.2.2.4.    Измерения уровня рулеткой о лотом осуществляют в следующей последовательности:

определяют базовую высоту (выоотный трафарет) как расстояние по вертикали между днищем или базовым столиком в точке каса -ния лота рулетки и риской планки замерпого люка. Полученный ре -зулт>тат сравнивают с известной (паспортной) величиной базовой высоты: они но должны отличаться на величину более, чем допустимое отклонение длины рулетки + 4 ш, В случае расхождения необходимо выявить причину и устранить;

опускают ленту рулетки с лотом медленно до касания лотом днища или базового столика, не допуская отклонения лота от вертикального положения    не    вздевая    зе внутреннее

оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефти;

поднимают ленту рулетки отрого вверх, без смешения в ото -рону, чтобы избегать искажения линии смачивания на ленте рулетки;

отсчет на ленте рулетки производят с точноотыо до I мм немедленно, т.е. после появления сыочонной части лепты рулетки над замерным люком*

4.2.2.5.    Измерение уровня в каждом резервуаре и жолезнодо -рожной цистерне производят не менее двух роз и при получении гес-

хождания в отсчетах болое I т измерения повторяю':’ и из 3-х наиболее близких отсчетов берут среднее.

4.2.2.G. Измерение уровня нефти метроштоком осуществляют, соблюдая требования п. 4.2.2.4.

4.2.2.7. Для контроля наличия подтоварной подл определяют ее уровень.

Ii

Определение уровня подтоварной вода в резервуарах п других емкостях производят при помощи водочувствительной ленты или пасты.

Для определения уровня подтоварной вода водочувотвительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота или нижнему концу метроштока о двух противоположных оторон.

Водояувствительные ленты должны применяться только фабричного производства.

Рулетка с лотом или мегрошток с прикрепленной водочувстви -тельной лентой при определении уровня подтоварной вода должны выдерживаться неподвижно в течение 5 минут.

Запрещается применять ленты с нарушенным водочувствительным-елоем.

Водочувствительную пасту наносят тонким слоем (0,2-0,3 мм) на поверхность лота или нижний конец метроштока полосками с двух противоположных сторон.

Применение пасты дает возможность определить уровень подтоварной вода ea 1-2 мин.

Определение уровня подтоварной вода в резервуарах и других емкостях следует производить согласно п. 4.2.2.4, 4.2.2.5.

Определение уровня подтоварной воды должно быть повторено, если на ленте или пасте она обозначается нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение лота при измерении.

Определив уровень подтоварной вода о помощью водочувстви -тельной ленты или пастч, по градуировочной таблице резервуаров м других емкостей находят объем подтоварной вода.

Для определения объема нефти нужно из объема, отвечающего уровню, вычесть объем подтоварной вода.

4.2.3. Определение плотности нефти

4.2.3.1.    Для определения плотности нефти отбирают пробу по ГОСТ 2517-80.

4.2.3.2.    Плотность нефти определяют по ГОСТ 3900-47.

4.2.3.3.    При определении плотнооти используют ареометры (нефгеденсиметры) типа АН или АНТ I по ГОСТ 1289-76.

4.2.3.4.    Плотность нефти определяют при средней температуре нефти в емкости.

4.2.4.    Определение температуры нефти в емкости

4.2.4.1.    Среднюю те»\шературу нефти в емкостях определяют по показанию стационарных датчиков температуры или путем измерения ее в пробе.

4.2.4.2.    Измерение средней температуры нефти в емкосуях с помощью стационарных датчиков температуры производят в соответ -ствии с инструкцией по эксплуатации таких устройств.

4.2.4.3.    При отборе объединвнной пробы стационарным пробо -отборником в один прием по ГОСТ 2517-80 определяют температуру нефти в емкости путем измерения температуры пробы.

Для измерения температуры применяют термометры по ГОСТ 2823-73 и ГОСТ 216-73.

4.2.4.4.    При отборе точечных проб температуру нефти в про -бе определяют немедленно после отбора. При этом переносный пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы не менее 5 мин.

Отсчет по термометру берут с точностью до 0,5°С.

Среднюю температуру нефти в емкости рассчитывают по температуре точечных проб, используя соотношение для составления объо -диненной пробы из точечных по ГОСТ 2517-80.

4.2.5. Определение массы нефти в емкости

1.2.5.1. Массу нефти в омкости определяют по формуле

Gb ~0_%0<И'&р_%

где (pg - масса нефти с балластом в тоннах;

2^    - объем нефти в м³;

j0    - плотность нефти в кг/м^э.

4.2.5.2. Объем сданной (принятой) нефти определяют по формуле

v-v,

где Ц - полный объем нефти в емкости;

- объем остатка нефти в емкости.

Объемы 2^ и 2% определяют по градуировочной таблице емкости в соответствии с результатом измерения уровня нефти в заполненной емкости и пооле откачки (остатка).

4.2.6. Определение массы балласта (воды* солей, механических примесей) в нефти

4.2.6.1.    Для определения массы балласта отбирают объединенную пробу по ГОСТ 2517-80.

4.2.6.2.    Количество воды в нефти определяют по ГОСТ 2477-65.

4.2.6.3.    Количество солей в нефти определяют по ГОСТ 21534-

-76.

4.2.6.4.    Количество механических примесей определяют по ГОСТ 6370-59.

4.2.6.5.    Количество балласта в нефти выражают в процентах массы нефти.

4.2.6.6.    Массу нефти нетто, т.е. за вычетом балласта, опре . деляют по формуле

S_M « Gfi (I - o,oi/?;).

где 6ц - масса нефти нетто;

т - тлассовое содержание балласта в процентах.

4.2.6.7.    Результат определения массы нефти записывают в соответствии с требованиями ГОСТ 8.011-72.

4.2.7.    Содержание серы в нефти определяют по ГОСТ 1437-75.

5. ОФОРМЛЕНИЕ ДОКУМЕНТОВ ПРИ ПРИЗМО-СДАТОЧНЫХ ОПЕРАЦИЯХ

5.1.    Документы по приемке (сдаче) нефти оформляют ежесуточно по состоянию на Со часов зимнего и 07 часов летнего московского времени.

5.2.    При приемке нефти по узлу учета поставщик составляет акт по форме приложения 2.

5.3.    При приемке нефти в резервуарах поставщик составляет акт по форме приложения 3.

5.4.    По результатам анализа пробы нефти лаборатория поставщика или покупателя в соответствии с договорными обязательствами составляет паспорт сдаваемой нефти по форме приложения 4.

5.5.    Акты и паспорта сдаваемой нефти нумеруют по каждому приемо-сдаточному пункту по порядку с начала каждого года.

5.6.    Приемо-сдаточные акты подписывают представители поставщика и покупателя.

5.7.    Должностные лица, ответственные за приемку нефти от поставщика и сдачу нефти покупателям, составление и подписание приемо-сдаточных актов, назначаются приказом по предприятию.

Образцы подписей представителей поставщика хранятся в бух -галтерии покупателя, а представителей покупателя - в бухгалтерии поставщика.

5.8.    Приемо-сдаточные акты составляются в четырех экземплярах С приложением паспортов но сдаваемую нефть. OJihh экземпляр приемо-сдаточного акта остается на приемо-сдаточном пункте, один передается покупателю. Два экземпляра актов поступают в бухгпл-

терию поставщике для производства денежных расчетов. Один экземпляр остается в бухгалтерии поставщика, а второй со счетом -платежным требованием передается покупателю каждую пятидневку.

На пунктах приема-сдачи нефти представители РУШ регистри -руют акты приема-сдачи в журнале учета, форма которого приведена в приложении 5.

Акты приема-сдачи ежедневно передаются в диспетчерскую службу РУМН под роспись в журнале. Диспетчерские службы РУМН передают акты за пятидневку в товаро-транспортный отдел УМН.

5.9.    На отгруженную нефть железнодороаным или водным транспортом поставщик через инкассо предъявляет покупателю счета -платежные требования с приложением отгрузочных документов.

5.10.    УМН, РУМН, нефтебазы разрабатывают документооборот по учету нефти, устанавливающий конкретно ответственных лиц за оперативный учет и отчетность. Документооборот в целом и по учету нефти утверждает руководитель предприятия, организации. Ответственность за составление документооборота возлагается на главного бухгалтера.

6. ИНВЕНТАРИЗАЦИЯ НВЬТИ НА ПРЗЩРИЯТИЯХ

6.1.    Инвентаризацию нефти проводят с целью контроля за сохранностью путем проверки ее фактического наличия и сопоставления с данными бухгалтерского учета.

6.2.    Инвентаризацию нефти проводят на 06 часов эимнего и 07 летнего московского времени первого числа каждого месяца, следую-щего за отчетным.

6.3.    Для проведения инвентаризации приквзом по предприятию и подразделениям создают постоянные комиссии из числа работников предприятия при обязательном участии бухгалтера, возглавляемые

Гб

руководителем предприятия или его заместителем.

Руководитель и главный бухгалтер предприятия несут ответственность за правильное и своевременное проведение инвентаризации.

6.4.    Инвентаризация проводится без прекращения перекачки по магистральным нефтепроводам, которые должны работать на постоян -ном режиме.

6.5.    Лилейная часть магистральных нефтепроводов, резервуары и технологические трубопровода должны находиться в исправном состоянии. Линейная часть и резервуары должны иметь градуировочные (калибровочные) таблицу и другие нормативно-технические до -кумеиты.

На технологические трубопровода необходимо иметь расчет вместимости, утвержденный главным инженером РУМН.

6.6.    Количество нефти при инвентаризации определяют

в резервуарах и других емкостях (железнодорожных цистер -нах, судах);

в линейной части магистрального нефтепровода; в технологических трубопроводах.

6.7.    Определение количества нефти в емкостях проводят в соответствии с разделом 4 настоящей инструкции.

6.8.    К моменту инвентаризации должно быть минимальное количество резервуаров, находящихся в режиме закачки-выкачки.

6.9.    Количество нефти в резервуарах при инвентаризации оп -ределяется первоначально в отключенных резервуарах, затем в ус -тановленное время проведения инвентаризации-® работающих.

6.10.    Если на момент инвентаризации из резервуаров производят налив в транспортные емкости, количество нефти определяют по резервуару до начала налива в транспортные емкости.

Нефть, подготовленная к отгрузке железнодорожным, водным или другими видами транспорта, но неоформленная отгрузочными документами по состоянию на 06 часов зимнего и 07 часов летнего московского времени первого числа, учитывается в остатках грузоотправителя. Нефть, оформленная к этому времени отгрузочными документами, учитывается грузополучателем в остатках как нефть, находящаяся в пути в составе товарных остатков получателя.

1^рузоотправитель о каждой отгруэке, произведенной в последнюю декаду месяца, по телеграфу извещает получателя о количестве отгруженной нефти с указанием даты отгрузки и номеров отгрузоч -них документов.

6.11.    Для определения плотнооти нефти и количества балласта производят отбор проб по ГОСТ 2517-80 на момент инвентаризации.

6.12.    При инвентаризации нефти в резервуарах, находящихся в режиме хранения, качеотво нефти определяют по пробам, отобранным не более, чем эа сутки до момента инвентаризации.

6.13.    Температуру нефти определяют во время замера уровня в резервуарах.

6.14.    йдестимооть трубопровода определяют по градуировочной таблице. Градуировочные таблицы на линейную чаоть трубопровода составляют по вместимооти одного метра длины трубопровода, исходя из фактического внутреннего диаметра и длины трубопровода. В гредуировочгше таблицы вносят изменения при изменении длины иди диаметра трубопровода. Таблицы утверждает главный инженер предпри ятия (организации).

К таблицам прилагают схему трубопровода с указанием диаметров, толщины стенки и длины трубопровода.

6*15. Суммарный объем нефти if в линейной части г/дгистраль-ного нефтепровода я технологических трубопроводах определяют по

(6.1)

табляце;

П - число участков трубопровода;

К - коэффициент, учитывающий расширение трубопровода и сжатие нефти от давления.

Коэффициент К определяют по формуле

(6.2)

где Kj - коэффициент, учитывающий расширение трубопровода от

внутреннего давления;

- коэффициент, учитывающий сжатие нефти от давления.

Значения коэффициента К в зависимости от диаметра трубопровода и давления приведены в таблице (приложение 6).

6.16.    Плотнооть нефти, находящейся в линейной части магистрального нефтепровода и в технологических трубопроводах, определяют как среднее значение плотности в начале и конце участка трубопровода на время проведения инвентаризации.

6.17.    Количество балласта в нефти определяют по анализам объединенной пробы, отобранной в начале участка за время замещения объема нефти на данном участке трубопровода перед проведением инвентаризации.

6.18.    Массу нефти (нетто) в линейной части магистрального нефтепровода и в техн©логических трубопроводах определяют путем умножения объема нефти на плотность и вычитания массы балласта.

6.19.    Фактическое наличие нефти на 1-ое число каждого месяца отражается в актах инвентаризации, к которым прилагаются пас-

порта качества нефти,

Форш актов инвентаризации приведены в приложениях 7, 8 и 9.

Акты инвентаризации составляется в трех екземплярах. Пер -вые два экземпляра актов в день составления передаются в РУШ*

6.20.    По результатам инвентаризации каждое РУШ составляет сводную ведомость по форме приложения 10, отражающую наличие нефти в исполнительном балансе на первое число каждого месяца,

6.21.    Сводные ведомости с приложением актов инвентаризации и со всеми предложениями РУШ представляют в УМН не позднее 8-го числа каждого месяца.

6.22.    Для выявления результатов инвентаризации нефти бух -галтерия УМН составляет сличительные ведомости по форме приложения II.

6.23.    Сличительные ведомости составляются согласно "Основ -ным положениям по инвентаризации основных фондов, товарно-ма -аериальных ценностей, денежных средств и расчетов в государственных, кооперативных (кроме колхозов) и общественных предприятиях и хозяйственных организациях", утвержденным Министерством фшансов СССР, * 230 от 18.09.68.

6.24.    Инвентаризационная комиссия УМН рассматривает результаты проведенной инвентаризации и свои замечания, предложения и решения отражает в протоколе инвентаризации.

Протокол заседания инвентаризационной комиссии утверждает руководитель предприятия.

6.25.    Результаты инвентаризации должны быть отражены в сличительных ведомостях в срок не более 5 дней пооле снятия натур -них остатков.

6.26.    Выявленные при инвентаризации расхождо1тя мегду Яок -тическими остатками и данными бухгалтерского учето регулируются

Начальник Технического

Управления Ю.Н.Байдиков Начальник Главтранснефти В.Д.Черняев Начальник Управления нефтегаздобычи В.В.Г^атченко Начальник Планово-экономического управления В.И.Грейфер Начальник Управления по бухгалтерскому учету, отчетности и контролю П.#.Чернов Начальник Юридического отдела с арбитражем Министерства С.Я.Бернитейн

в следующем порядке:

6.25.1.    Недостача нефти в пределах норм естественной убыли списывается распоряжением руководителя предприятия на издержки»

6.26.2.    Недостача нефти сверх норм естественной убыли в случаях, когда конкретные виновники недостач не установлены, описываются па издержки производства в соответствии со статьей 37 "Положения о.бухгалтерских отчетах и балансах". При этом, в документах, представленных предприятиями для оформления списания недостач нефти сверх норм естественной убыли, должны быть указаны меры, принятые для ликвидации таких потерь в будущем.

6.26.3.    Недостача нефти сверх норм убыли, образовавшаяся по вине работников, относится на их счет. В этих случаях руководи -тель предприятия обязан направить дело в судебно-следственные органы не позднео пяти дней после обнаружения недостачи.

6.26.4.    ЕЫявленные при инвентаризации излишки нефти подлежат оприходованию.

7. сш>дагаив остатков нбхти в резервуарах

7.1.    Остаток нефти в резервуарах определяют при инвентаризации и в других необходимых случаях.

7.2.    Остаток нефти включает в себя"мертвый" (немобидьный), технологический и товарный остатки.

7.3.    "Мертвый" (пемобильный) остаток - объем нефти в товарном резервуаре ниже верхней образующей приемо-раздаточного пат -рубка.

7.4.    Технологический остаток, отсчитываема от уровня верхней образующей лрпемо-раздаточного патрубка, включает в себя миг.:: -мзльно-допус.пт.ый остаток, олредсляо.мый уровнем нефти п резерву-

Настоящая инструкция предназначена для работников нефтепроводного транспорта и устанавливает порядок приемки и поставки нефти, определения количества, оформления документов при приемосдаточных операциях, инвентаризации нефти, снятия фактических остатков, списания естественно» убыли и потерь нефти, отпуока и расхода нефти на собственные иузды, отпуска другим потребителям, реализации нефти, составления плановых и исполнительных балансов, ответственность работников за правильную организацию и ведение учета.

Инструкция разработана: Всесоюзным научно-исследовательским институтом по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (ВНИИСПТнефть). Всесоюзным научно-исследовательским институток, оргаяиаации, управления и зкономики нефтегазовой промышленности (ВНИИОЭНГ), Главным управлением по транспортированию и поставкам нефти (Главтранснефть), Объединенным диспетчерским управлением системы магистральных нефтепроводов Главтранснефти (ОДУ), Управлением Урало-Сибирскими магистральными нефтепроводами, Управлением магистральными нефтепроводами "Дружба", Управлением магистральными нефтепроводами Западной и Северо-Западной Сибири, Управлением Приволжскими магистральными нефтепроводами, Управлением Северо-Западными магистральными нефтепроводами, СПКБ Всесоюзного производственного объединения "Союзнефтеавтоматика".

Ответственные исполнители инструкции от ВНИИСПТнефти - Свиридов В.П.,.Исхаков Р^Г., Кондратьев Н.Л.,

Хазиов Н.Н., Шемякина Г.Н., Вохмин 8.Ф.| аШОЭНГе - Ясинский Г.С.;

Гллвтранснофти - Нестеров В.И., Дюжиков И.Т., Барднк В.П.;

ОДУ - Сафонов Н.А., Колчанова Е,И., Тигляов М.А.;

Управлений магистральными нефтепроводами - Муталов И.Х., Поникоровский С.М.. Томияовркий В,А., Гавшнов И.И., Яковлева Б.В. Рубальский М.С.\ Яковлева Н.С., Медяков В.А., Квятковский С.А.

Инструкция по учету нефти на магистральных нефтепроводах

РД 39-30-678-82

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной

промышленности от 6 мая 1982 г. * 227

срок введения установлен с 1.06.82г.

срок действия до 30.06.84 г.

Настоящая инструкция устанавливает порядок организации и ведения учета нефти на предприятиях нефтепроводного транспорта.

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Управления магистральными нефтепроводами (УМН) принимают нефть от нефтедобывающих предприятий или друг от друга для транспортировки и поставки нефти потребителям.

1.2.    Приемка и сдача нефти по Количеству и качеству осуществляется на пунктах приемки и сдачи нефти.

1.3.    Бухгалтерский учет принятой и сданной нефти в количественно-суммовом выражении осуществляют бухгалтерии УМН.

1.4.    Оперативный учет принятой и сданной н.-фти в количественном выражении, а также ее остатков осуществляют в УМН - товаротранспортные отделы, в районных управлениях (РУМН) - диспетчерские службы.

1.4.I. Диспетчерские службы РУМН. производящих приемку нефти с промыслов, сдающих нефть нефтеперерабатывающим заводам или производящих налив нефти в транспортные емкости, ведут ежес.уточ-

ный оперативный учет количества нефти на основании данных актов приема-сдачи нефти, отгрузочных документов и оперативных эаме -ров в резервуарах НПС и наливных пунктов. Результаты записиза -стоя в журнале оперативного учета нефти установленной формы (приложение I).

1.4.2.    При транзитной перекачке нефти товара-транспортный отдел УМН ведет оперативный учет движения нефти по каждому нефтепроводу с составлением суточного баланса движения нефти по данным диспетчерских служб РУИН, которые записываются в опера -тявный журнал.

За исходные величины берутоя данные о принятой по зтоцу нефтепроводу и сданной нефти на конечном пундте. При этом учитывается изменение количества нефти в резервуарах нефтеперекачивающих станций РУИН.

1.4.3.    Суточный оперативный баланс движения нефти по Р77ЛН диспетчерские службы ежедневно передают в товаро-транспортные отделы УЫН; сводный оперативный баланс движения нефти по УМН по телетайпу ежедневно передается в объединенное диспетчерское управление Главтранснефти.

2. ПРИЕМКА И ПОСТАВКА НВШ

2.1.    Приемка и поотавка нефти покупателям осуществляется по утвержденному плану.

2.2.    Разработка планов преет ж поставки к их выполнение осуществляется в ссответотвкк с "Положением о поставках продукции производственно-технического назначения", утвержденным постановлением Совета Министров СССР от 10 февраля J96X г, Л 16 J, к "Особыми условиями поставки нефти".

2.3.    ?Ле*цу поставщиком и покупателем заключается договор поставки нефти.

2.4.    При приемо-сдаточных операциях нефть должна соответствовать требованиям ГОСТ 9965-76.

2.5.    Приемка (сдача) нефти осуществляется в товарных резервуарах (отдельно по каждому) или по узлу учета.

2.6.    Технологическая обвяэка в запорная арматура товарных резервуаров и узлов учета не должны допуокать неконтролируемые перепуски и утечки нефти.

2.7.    Для обеспечения операции по приемке нефти товарные резервуары должны подвергаться периодичеокой зачистке в соответствие с действупаими правилами по их эксплуатации и ГОСТ 1510-76.

2.8.    В случае, когда нефть принимают в резервуаре, ей дают отстояться не менее 2х чаоов после заполнения резервуара и уда -ляюг отстоявшуюся воду,

2.9.    При поставке нефти по узлам учете поставщик обязан гарантировать качество подготовки нефти и предъявить к приемке нефть предварительно известного качества подготовки.

2.10.    Количество и качеотво подготовки нефти определяют оовмеотно уполномоченные представители поставщика и покупателя в соответствии о разделами 3 и 4 настоящей инструкции.

3. ОПРЩЕИШИБ КОЛИЧЕСТВА НИТИ ПО УЗЛАМ УЧЕТА

3.1. Учет принятой и сданной нефти при использовании счетчиков на узлах учета осуществляется в соответствии с "Инструк -цией по определению количества нефти на узлах учета с турбинными

счетчиками при учетно-расчетных операциях*#

3#2# С 1-го иыля 1982 года запрещается приемка, сдача и пер? ка¹ка нефти при выходе из строя на товарно-коммерческих пунктах учета основного средства измерения и отсутствии или неисправности резервного до восстановления их работоспособности.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА НШИ В ЕМКОСТЯХ

4.1.    Общие положения

4.1.1.    Количество нефти при учетно-расчетных операциях определят? объемно-массовым или массовым методами в тоннах.

При определении массы объемно-массовым методом измеряют плотность нефти, определяют объем, массу балласте и по этим данным находят массу нефти.

При массовом методе массу нефти определяют прямым измерением за вычетом массы балласта.

4.1*2. Количество нефти в товарных резервуарах и судах оп -ределяот объемно-массовым методом.

4.1.3.    При определении количества нефти в железнодорожных цистернах наряду с обьемно-масоовым методом используют метод вз-в вдевания.

4.1.4.    Взвешивание железнодорожных цистерн производят не вагонных весах с остановкой иди без остановки железнодорожных цистерн. Пре атом иссожьзуют вагонные весы по ГОСТ 23676-"*9.

За мессу нефти принимают разность массы груженой цистерны (брутто) и массы порожней цистерны (тары) за вычетом содержащегося в нефти балласта.

4Л.5. Допуокаетея измерение мессы нефти при учетно-расчетных операциях другими методами, если предел допустимой суммарной относительной погрешности этих методов не превышает + 0,5%, в соответствии с требованиями ГОСТ 8,378-80,

4.1.6,    Определение количества нефти в морских судах осуще -ствляется в соответствии с действующими на морском транспорте правилами.

4.1.7.    Определение количества нефти в речных судах осуществляют в соответствии с действующими на речном транспорте прави -лами.

4.2. Определение количества нейти объемно-массовым методом в резервуарах и железнодорожных циотернах

4.2.1.    Определение вместимости резервуаров и железнодорож -ных циотарн

4.2.1.1.    Вместимооть стальных вертикальных цилиндрических реэервуаров определяют градуировкой по ГОСТ 8.380-80.

4.2Л.2. Вмеотимооть железобетонных цилиндрических резервуаров определяют градуировкой по РД 60-156-79.

4.2.1.3.    Вместимооть горизонтальных цилиндрических резервуаров определяют градуировкой по ГОСТ 8.346-79.

4.2.1.4.    Железнодорожные цистерны и нефтеналивные суда, применяемые в качестве мер вместимости при учетно-расчетных операциях, должны быть индивидуально отградуированы.

Градуировку их производят объект*м методом с помощью образцовых мерников 2-го раз -ряда по ГОСТ 13844-68;

массовым методом, заполняя резервуар водой и измеряя массу на весах соответствующей грузоподъемности, допускаемая пог -

рииность которых + 0,15б от действительного значения величины массы.

4.2Л.5. Градуировочные таблицы (характеристики) пересгиат-ривают через квкдае 10 лет. После каждого капитального ремонта резервуара, связанного с изменением вместимости, или после ос -нащения его внутренним оборудованием градуировочная таблица должна быть пересмотрена и заново утверждена п установленном порядке.

4.2.    £.6. Градуировочные таблицы береговых резервуаров для нефти, принимаемой и сдаваемой на перевалочных базах при перо-возке водным транспортом, утверждают территориальные органы Госстандарта в порядке, установленном Правилами 14-49.

4.2.1.7* Работы по градуировке емкостей выполняет ведомственная метрологическая служба.

Организации, производящие градуировку резервуаров, должны быть зарегистрированы в порядке, установленном Госстандартом.

Градуировочные таблицы на резервуары согласовываются о территориальными органами Госстандарта и утверждаются руководством предприятия, которому они принадлежат.

4.2.2.    Определение уровня нефти в емкостях

4.2.2.1.    Измерение уровня нефти в товарных резервуарах производят после отстоя нефти ив монев 2-х чаоо» о момента окончи -ния заполнения и удаления отстоявшейся воды через сифонный края резервуара.

4.2.2.2.    Уровень пефги в резервуарах измеряют стационарными уровнемерами по ГОСТ 15982-70, ГОСТ ПС46-в6, ГОСТ 13702-78, импортными уровнемерами, отвечапдими требования* стандартов, или вручную рулеткой с грузом (лотом) по ГОСТ 7602-80.

Допускается определять уровень нефти по нефгеуказательным

1

До утверждения этой инструкции используется “Инструкция по приему и сдаче нефти с использованием турбинных счетчико].”. И.. ШИИОЗНГ. 1976.