Куперс

Бухучет и анализ

Прием нефтепродуктов

действует Редакция от 15.08.1985 Подробная информация

Наименование документ «ИНСТРУКЦИЯ О ПОРЯДКЕ ПОСТУПЛЕНИЯ, ХРАНЕНИЯ, ОТПУСКА И УЧЕТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА НЕФТЕБАЗАХ, НАЛИВНЫХ ПУНКТАХ И АВТОЗАПРАВОЧНЫХ СТАНЦИЯХ СИСТЕМЫ ГОСКОМНЕФТЕПРОДУКТА СССР» (утв. Госкомнефтепродуктом СССР 15.08.85 N 06/21-8-446)
Вид документа инструкция, перечень
Принявший орган госкомнефтепродукт ссср
Номер документа 06/21-8-446
Дата принятия 01.01.1970
Дата редакции 15.08.1985
Дата регистрации в Минюсте 01.01.1970
Статус действует
Публикация
  • На момент включения в базу документ опубликован не был
Навигатор Примечания

«ИНСТРУКЦИЯ О ПОРЯДКЕ ПОСТУПЛЕНИЯ, ХРАНЕНИЯ, ОТПУСКА И УЧЕТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА НЕФТЕБАЗАХ, НАЛИВНЫХ ПУНКТАХ И АВТОЗАПРАВОЧНЫХ СТАНЦИЯХ СИСТЕМЫ ГОСКОМНЕФТЕПРОДУКТА СССР» (утв. Госкомнефтепродуктом СССР 15.08.85 N 06/21-8-446)

9. Инвентаризация нефти и нефтепродуктов

9.1. В соответствии с Положением о бухгалтерских отчетах и балансах инвентаризация нефти и нефтепродуктов должна проводиться не реже одного раза в месяц.

9.2. Инвентаризация в обязательном порядке проводится также:

в случае смены материально ответственных лиц — на день приемки — передачи дел;

при установлении фактов краж, ограблений, хищений или злоупотреблений, а также порчи — немедленно по установлении таких фактов;

после пожара или стихийных бедствий (наводнений, землетрясений и др.) — немедленно по окончании пожара или стихийного бедствия.

9.3. При коллективной (бригадной) материальной ответственности проведение инвентаризации обязательно при смене руководителя коллектива (бригадира), при выбытии из коллектива (бригады) более пятидесяти процентов его членов, а также по требованию одного или нескольких членов коллектива (бригады).

9.4. Инвентаризации подлежат все нефтепродукты, находящиеся в резервуарах, нефтепродуктопроводах, бочках, мешках, бидонах, барабанах и т.п., мелкой таре, а на АЗС, кроме того, проверяется фактическое наличие денег и талонов на нефтепродукты.

9.5. При инвентаризации определяют фактическое наличие нефти и нефтепродуктов на нефтебазе, наливном пункте, АЗС для сопоставления с данными бухгалтерского учета, определения результатов (недостач, излишков), величины естественной убыли, образовавшихся за межинвентаризационный период.

9.6. В территориальных (областных) управлениях, на нефтебазах, в комбинатах (управлениях) автообслуживания создаются постоянно действующие инвентаризационные комиссии в составе:

руководителя или его заместителя (председатель комиссии);

главного бухгалтера;

руководителей структурных подразделений;

представителя общественности.

9.7. Для непосредственного проведения инвентаризации нефтепродуктов создаются рабочие комиссии в составе:

представителя руководства нефтебазы, комбината (управления) автообслуживания (председатель комиссии);

работника бухгалтерии и других опытных работников, имеющих навыки инвентаризации нефтепродуктов.

9.8. Запрещается назначать председателем рабочей инвентаризационной комиссии у одних и тех же материально ответственных лиц одного и того же работника два раза подряд.

9.9. Персональный состав постоянно действующих инвентаризационных комиссий и рабочих инвентаризационных комиссий утверждается приказом руководителя нефтебазы, комбината (управления) автообслуживания.

9.10. Постоянно действующие инвентаризационные комиссии:

проводят профилактическую работу по обеспечению сохранности нефти и нефтепродуктов, талонов и денежных средств, при необходимости заслушивают на своих заседаниях руководителей, структурных подразделений по вопросам сохранности товарно — материальных ценностей и денежных средств;

организуют проведение инвентаризаций и осуществляют инструктаж членов рабочих инвентаризационных комиссий;

осуществляют контрольные проверки правильности проведения инвентаризаций, а также выборочные инвентаризации нефти и нефтепродуктов в местах хранения;

проверяют правильность выведения результатов инвентаризаций, обоснованность предложенных зачетов по пересортице нефти и нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС;

в необходимых случаях (при установлении серьезных нарушений правил проведения инвентаризации и др.) проводят по поручению руководства нефтебазы, комбината (управления) автообслуживания повторные сплошные инвентаризации;

рассматривают объяснения, полученные от лиц, допустивших недостачу или порчу нефти и нефтепродуктов, а также другие нарушения, и дают предложения о порядке регулирования выявленных недостач и потерь от порчи.

9.11. Рабочие инвентаризационные комиссии:

осуществляют инвентаризацию нефти и нефтепродуктов, денежных средств и талонов на нефтебазах и АЗС;

совместно с бухгалтерией участвуют в определении результатов инвентаризации и разрабатывают предложения по зачету недостач и излишков по пересортице, а также списанию недостач в переделах норм естественной убыли;

вносят предложения по вопросам упорядочения приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов, улучшения учета и контроля за их сохранностью, а также о реализации сверхнормативных и неиспользуемых продуктов;

несут ответственность за своевременность и соблюдение порядка проведения инвентаризации в соответствии с приказом руководства нефтебазы, комбината (управления) автообслуживания, за полноту и точность внесения в описи данных о фактических остатках проверяемых ценностей, за правильность указанных в описи отличительных признаков нефтепродуктов, по которым определяются их цены; за правильность и своевременность оформления материалов инвентаризации в соответствии с установленным порядком.

9.12. Члены инвентаризационных комиссий за внесение в описи заведомо неправильных данных о фактических остатках ценностей с целью скрытия их недостач, растрат или излишков подлежат привлечению к ответственности в установленном законом порядке.

9.13. Основной задачей проверок и выборочных инвентаризаций в межинвентаризационный период является осуществление контроля за сохранностью ценностей, выполнением правил их хранения, соблюдения материально ответственными лицами установленного порядка первичного учета.

9.14. Перед началом проведения инвентаризации членам рабочих инвентаризационных комиссий вручается распоряжение по форме N 29-НП (Приложение 20), в котором устанавливаются сроки начала и окончания работы по проведению инвентаризации.

Распоряжение регистрируется бухгалтерией в книге контроля за выполнением распоряжений о проведении инвентаризации по форме N 30-НП (Приложение 21).

9.15. Запрещается проводить инвентаризацию нефтепродуктов и других ценностей при неполном составе инвентаризационной комиссии.

9.16. При коллективной (бригадной) материальной ответственности инвентаризация проводится с обязательным участием бригадира или его заместителя и членов бригады, работающих в момент начала инвентаризации.

9.17. Руководители предприятий и организаций нефтепродуктообеспечения несут ответственность за правильное и своевременное проведение инвентаризаций нефтепродуктов, денежных средств и талонов. Они обязаны создать условия, обеспечивающие полную и точную проверку фактического наличия ценностей в сжатые сроки.

9.18. При инвентаризации определяется количество фактического наличия ценностей каждого их вида (марки) в соответствующих местах хранения.

9.19. Перед проведением инвентаризации технологические нефтепродуктопроводы должны быть полностью заполнены, контроль за их полным заполнением ведется с помощью воздушных кранов, установленных на возвышенных участках нефтепродуктопровода.

Разрешается полностью освобождать отдельные участки нефтепродуктопровода от нефтепродуктов (при проведении ремонтных работ, в межнавигационный период и т.п.).

9.20. После заполнения нефтепродуктопровода с соблюдением требований раздела 2 настоящей Инструкции измеряется уровень нефтепродукта и подтоварной воды в резервуарах, плотность и температура нефтепродукта в пробе, отобранной по ГОСТ 2517-80, и результаты записываются в журнал измерений нефтепродуктов в резервуарах (см. Приложение 7).

9.21. Для расчета массы нефтепродукта в соответствующем участке нефтепродуктопровода определяется вместимость продуктопровода (по таблице), содержание воды (в процентах), плотность и температура нефтепродукта, находящегося в нем; полученные данные записываются в ведомость наличия нефтепродуктов в технологических нефтепродуктопроводах формы N 31-НП (Приложение 22). Границы участка должны соответствовать градуировочным таблицам на нефтепродуктопроводе.

В случае, если по нефтепродуктопроводу перекачивают различные марки нефтепродуктов, учитывают тот продукт, который находится в нефтепродуктопроводе на момент инвентаризации.

9.22. При хранении нефтепродукта в резервуарах с понтонами или плавающими крышами в процессе инвентаризации при измерении в зоне всплытия плавающего покрытия необходимо или слить нефтепродукт из резервуара до установления покрытия на опоры или долить нефтепродукт до принятия покрытием плавающего состояния. При невозможности этого, а также отсутствии помиллитровых градуировочных таблиц на зону всплытия покрытия уровень нефтепродукта в таких резервуарах принимается по данным бухгалтерского учета.

9.23. При снятии остатков нефти и нефтепродуктов составляется инвентаризационная опись по форме N 32-НП (Приложение 23).

В описи указывается:

наименование нефтепродукта, номер резервуара, уровень, плотность и температура — из журнала измерений нефтепродуктов в резервуарах (см. Приложение 7);

масса нефтепродукта в нефтепродуктопроводе — из ведомости (см. Приложение 22), которая прикладывается к инвентаризационной описи;

объем нефтепродукта, определяемый по градуировочным таблицам резервуаров;

содержание воды в нефтепродукте (в процентах) — по данным паспорта качества.

9.24. При инвентаризации на АЗС в опись включают все имеющиеся расфасованные масла и смазки, реализуемые через АЗС, наличные деньги, отоваренные и погашенные единые талоны и талоны рыночного фонда по маркам и купюрам (если они не включены в составляемый перед началом инвентаризации сменный отчет), нереализованные талоны рыночного фонда по маркам и купюрам, неиспользованные полученные для «сдачи» единые талоны по маркам и купюрам.

9.25. Инвентаризационная опись нефти и нефтепродуктов составляется в двух экземплярах, из которых первый экземпляр представляется в бухгалтерию, а второй экземпляр остается у материально ответственного лица (лиц).

При инвентаризации, проводимой в случае смены материально ответственных лиц, опись составляется в трех экземплярах, из которых второй и третий экземпляры остаются у материально ответственных лиц, принимающих и сдающих ценности.

9.26. Для выявления результатов инвентаризации бухгалтерией предприятия или организации нефтепродуктообеспечения составляется сличительная ведомость по форме N 33-НП (Приложение 24).

Сличительная ведомость составляется по видам ценностей, по которым при инвентаризации выявлены отклонения от учетных данных.

9.27. При составлении отличительной ведомости в части пересортицы ценностей необходимо иметь в виду, что в условиях нефтепродуктообеспечения взаимный зачет излишков и недостач в результате пересортицы допускается в виде исключения за один и тот же проверяемый период, у одного и того же лица, в отношении нефтепродуктов одного и того же наименования и в тождественных количествах.

Руководителям предприятий и организаций нефтепродуктообеспечения разрешается производить зачет масел и смазок, расфасованных в мелкую тару, имеющую сходство по внешнему виду.

О допущенной пересортице материально ответственные лица представляют подробные объяснения.

9.28. Предложения о возможности взаимного зачета пересортицы рабочей инвентаризационной комиссией представляются на рассмотрение постоянно действующей комиссии и окончательно решаются руководителем предприятия или организации нефтепродуктообеспечения, который после изучения всех представленных материалов принимает соответствующее решение о зачете.

9.29. В том случае, когда при зачете недостач излишками по пересортице стоимость недостающих ценностей выше стоимости ценностей, оказавшихся в излишке, эта разница в стоимости должна быть отнесена на виновных лиц.

9.30. Если конкретные виновники пересортицы не установлены, то суммовые разницы рассматриваются как недостачи сверх норм убыли и списываются на издержки обращения в порядке, предусмотренном пунктом 9.37 настоящей Инструкции.

На разницы в стоимости от пересортицы в сторону недостачи, образовавшиеся не по вине материально ответственных лиц, в протоколах инвентаризационной комиссии должны быть даны исчерпывающие объяснения о причинах, по которым такие разницы не могут быть отнесены на виновных лиц.

9.31. К сличительной ведомости прилагается расчет естественной убыли нефтепродуктов по нормам, утвержденным Госснабом СССР, которые применяются при складском хранении и транспортировании железнодорожным, водным и трубопроводным транспортом.

Расчет естественной убыли нефтепродуктов составляется при определении окончательных результатов инвентаризации и только в случае определения (после зачета недостач излишками по пересортице) недостачи по количеству по форме N 34-НП (Приложение 25).

9.32. Недостачи нефтепродуктов в пределах нормы на погрешность измерений массы топливораздаточных колонок АЗС в сличительной ведомости учитываются при соблюдении условий и в порядке, предусмотренных пунктами 6.24, 6.26 и 6.27 настоящей Инструкции.

9.33. По всем недостачам и излишкам нефтепродуктов сверх установленных норм рабочей инвентаризационной комиссией должны быть получены письменные объяснения соответствующих работников.

На основании представленных объяснений и материалов постоянно действующая инвентаризационная комиссия устанавливает характер выявленных недостач, потерь и порчи продуктов, а также их излишков.

9.34. Постоянно действующая инвентаризационная комиссия проверяет правильность составления сличительных ведомостей и свои заключения, предложения по результатам инвентаризации отражает в протоколе. В протоколе приводятся подробные сведения о причинах и виновниках недостач, потерь и излишков, указывается, какие меры приняты в отношении к виновным лицам, а также приводятся предложения по регулированию расхождений фактического наличия нефтепродуктов против данных бухгалтерского учета.

9.35. Выявленные при инвентаризации и других проверках расхождения фактического наличия ценностей против данных бухгалтерского учета регулируются в следующем порядке:

— убыль ценностей в пределах установленных норм, а также недостачи нефтепродуктов в пределах норм погрешности измерения топливораздаточных колонок на АЗС (до 0,5% от объема расхода нефтепродуктов за межинвентаризационный период) списываются по распоряжению руководителей предприятий и организаций на издержки обращения как недостачи в пути и при хранении в пределах норм убыли;

— недостачи ценностей сверх норм убыли, а также недостачи нефтепродуктов, превышающие фактическую погрешность измерения топливораздаточных колонок на АЗС, взыскиваются с материально ответственных лиц, а излишки полностью приходуются.

Если разница между показаниями нефти и нефтепродуктов, замеренной в резервуарах нефтебаз и наливных пунктов при инвентаризации, и учетными данными бухгалтерии (за минусом убыли в пределах установленных норм) приходится в пределах норм погрешности, установленной ГОСТ 8.378-80, то эта разница не учитывается и за основу принимаются данные бухгалтерского учета. В случае, если указанная разница превышает норму погрешности измерения, то данное превышение взыскивается с материально ответственных лиц (при недостаче) или приходуется (при излишке).

9.36. При установлении недостач и потерь, явившихся следствием злоупотребления, соответствующие материалы в течение 5 дней после установленных недостач и потерь подлежат передаче в следственные органы, а на сумму выявленных недостач и потерь предъявляется гражданский иск.

9.37. Недостачи ценностей сверх норм убыли и потери от порчи, когда конкретные виновники недостачи и порчи не установлены, могут быть списаны на издержки обращения предприятием или организацией в пределах 100 рублей по каждому отдельному случаю с сообщением об этом вышестоящему органу.

Аналогичные недостачи и потери, превышающие по каждому отдельному случаю 100 рублей, списываются на издержки обращения:

до 500 рублей — с разрешения территориального (областного) управления, госкомнефтепродукта союзной республики;

на сумму свыше 500 рублей — с разрешения госкомнефтепродукта союзной республики.

9.38. В документах, представляемых для оформления списания недостач нефтепродуктов сверх норм убыли и потерь от порчи, должны быть указаны меры, принятые по предотвращению таких недостач и потерь.

9.39. В случае смешения и порчи нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и АЗС ими принимаются меры к восстановлению качества нефтепродуктов. Если смесь нефтепродуктов не поддается восстановлению и подлежит переводу в низшие сорта, то убыток взыскивается с виновных лиц с составлением акта о смешении нефтепродуктов формы N 26-НП (Приложение 17).

9.40. Нефтепродукты, собранные при зачистке резервуаров, трубопроводов, цистерн, нефтеналивных судов и другого оборудования, а также применяемые в качестве промывных жидкостей переводятся, в зависимости от качества, в другие сорта или в отработанные нефтепродукты группы СНО и отражаются в отчете формы N 17-ПС. Результаты перевода оформляются актом.

9.41. Для проведения инвентаризации нефтепродуктов в нефтеналивных судах приказом руководства территориального (областного) управления или госкомнефтепродукта союзной республики и руководства пароходства морского или речного флота назначается комиссия, которая измеряет уровни нефтепродукта и подтоварной воды, плотность и т.д. в каждом нефтеналивном судне и составляет инвентаризационную опись по форме N 35-НП (Приложение 26).

На основании указанных инвентаризационных описей составляется сводная опись остатков каждого вида нефтепродуктов на нефтеналивных судах на день инвентаризации.

9.42. При проведении инвентаризации основных средств, других товарно — материальных ценностей, денежных средств и расчетов предприятия и организации нефтепродуктообеспечения руководствуются Основными положениями, приложенными к письму Министерства финансов СССР от 30 декабря 1982 г. N 179.

Начальник Управления
науки, новой техники и
автоматизированных
систем управления
В.В.ФЕДОРОВ

Начальник Управления
эксплуатации и развития
нефтебазового хозяйства и
автозаправочной техники
И.Г.СТОЛОНОГОВ

Начальник Управления
бухгалтерского учета
и отчетности
В.П.ГРИШУНИН

УДК 621.642.6

О НЕКОТОРЫХ ВОПРОСАХ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА НЕФТИ В РЕЗЕРВУАРАХ

С.Н. ЛЕВИН, доцент кафедры сооружения и ремонта газонефтепроводов и хранилищ

И.А. ЛЕОНОВИЧ, к.т.н., ст. преподаватель кафедры сооружения и ремонта газонефтепроводов и хранилищ

Е.С. ШАЦКИХ, аспирант кафедры сооружения и ремонта газонефтепроводов и хранилищ

В.М. ПИСАРЕВСКИЙ, д.т.н., проф. кафедры проектирования и эксплуатации газонефтепроводов

В статье рассматривается вопрос обеспечения эффективного контроля уровня налива нефти и нефтепродуктов для стальных вертикальных резервуаров. Анализируются применяемые инструменты для контроля уровня налива. Рассматриваются различные подходы к организации системы контроля уровня налива в резервуаре, показана необходимость и важность данного процесса. Предлагается новый подход к проведению калибровки резервуара, базирующийся на применении новых методов анализа геометрии и построения точных трехмерных моделей с помощью наземного лазерного сканирования. Показано, что действующие на сегодняшний день методики применения данной технологии не полностью используют ее потенциал. Предлагаются методы повышения точности и надежности получения информации о товарных операциях для стальных вертикальных резервуаров.

Ключевые слова: уровень налива, резервуар, лазерное сканирование, уровнемер, градуировка резервуаров.

На сегодняшний день в системах хранения нефти и нефтепродуктов (далее — нефти) применяются различные системы контроля уровня налива продукта. Основой тип емкостей для хранения — резервуары вертикальные стальные различных емкостей и конструкционных типов требуют наличия и применения точных и эффективных инструментов контроля и учета объемов нефти, заполняющей резервуар.

Учет в резервуарах производится в различных целях. Чаще всего полученная информация используется:

— в системе учета, контроля и движения материальных потоков;

— для учета складских запасов;

— при отгрузке потребителю;

— для составления материально-сырьевого баланса;

— для сверки объемов;

— для защиты от перелива;

— для обнаружения утечек.

Использование технических средств измерения и учета потерь нефти и нефтепродуктов в резервуарах всегда является одной из самых актуальных задач при приеме, транспортировании и хранении нефти. Эксплуатация резерву-арного парка во многом зависит от сведений о состоянии резервуаров. Для безопасной и эффективной эксплуатации важно иметь точные сведения о наличии продукта в резервуарах. Система учета должна в любое время мгновенно предоставлять информацию :

— об уровне жидкости в резервуаре;

— о наличии свободного пространства в резервуаре;

— о том, с какой скоростью идет наполнение или слив резервуара;

— о наполнении резервуара до критического уровня;

— о времени, через которое резервуар опустеет при данном уровне откачки;

— о времени, которое займет передача партии продукта.

Также необходимо, чтобы система учета давала сигналы

оповещения и тревоги о достижении заданного или опасно высокого уровня жидкости в резервуаре.

Для учета и контроля движения нефти необходима достоверная и оперативная информация о наполнении резервуара. Потеря данных контрольно-измерительных приборов в резервуарах станет значительным препятствием при осуществлении рабочих операций и передач партий продукта, что может стать причиной незапланированной остановки предприятия.

В резервуарном парке хранятся ценные ресурсы, и владельцам этих ресурсов необходимо знать их точную стоимость. Исходя из этого, система учета в резервуаре должна обеспечивать высокоточные отчеты о содержимом с определенной частотой или мгновенно по запросу. Для достоверного учета может также потребоваться автоматически оценивать высоту подтоварной воды в резервуаре. Отчетные данные по резервуарам важны для финансового учета и часто используются в финансовых и таможенных отчетах.

При покупке или продаже большого объема нефти или нефтепродуктов данные системы коммерческого учета в резервуарах нужны для правильного составления счетов и исчисления налогов.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

При передачи большого объема продукта, например с нефтеналивного судна в береговые резервуары, учет запасов в резервуаре может дать более точные данные для оценки объема передаваемого продукта по сравнению с ручными замерами. Наличие сертифицированной системы

учета запасов в резервуаре часто снимает необходимость в ручных измерениях.

При коммерческом учете необходимо руководствоваться стандартами и нормативными документами, принятыми на предприятии в установленном порядке, в зависимости от применяемых средств измерений, методологии учета и типа продукта.

Для контроля убытков необходим наивысший уровень точности инвентаризационной оценки. Таким образом, качество и производительность системы измерения уровня имеет первостепенную важность для снижения потерь и сведения материально-сырьевого баланса.

Ошибки в определении уровня налива могут иметь катастрофические последствия. Перелив резервуара приводит к разливу продукта, что может привести к взрыву и пожару, способному перекинуться на соседние резервуары и близлежащую местность. Пожар может привести к катастрофическим последствиям, поскольку резервуары хранят огромный запас пожароопасного продукта. Например, согласно статистике , пожары, возникающие в результате перелива на объектах хранения нефти в США за последние 20 лет принесли убытки на сумму более 1 млрд долл. Разлив может произойти, если обслуживающий персонал не получает точные данные о ситуации в резервуарном парке. Это может случиться из-за скрытой неисправности компонентов учета запасов в резервуаре. Сигнализатор аварийного высокого уровня может не сработать, если его техническому обслуживанию и тестированию не уделяется должное внимание.

Устройства измерения уровня обеспечивают базовый уровень контроля за технологическим процессом в резерву-арном парке. Независимые индикаторы предельного уровня или сигнализаторы уровня представляют собой следующий уровень защиты. Незамеченная неисправность на этих двух уровнях защиты может стать причиной крупной аварии. В связи с этим система измерения уровня в резервуаре и системы оповещения о предельном уровне должны отвечать требованиям надежности, указанным в стандартах функциональной безопасности резервуарного парка предприятия.

Если система учета в резервуаре достаточно точна и стабильна, ее можно использовать для контроля и обнаружения утечек. При условии, что уровень жидкости в резервуаре постоянен, систему учета в резервуаре можно использовать для обнаружения незначительного движения жидкости. Рекомендуется производить обнаружение утечек на основе чистого стандартного объема, а не просто на основе показателей уровня. Наблюдая за чистым стандартным объемом, можно исключить смещения уровня, вызванные перепадом температуры. Для успешного обнаружения утечек от системы измерения уровня требуется такая же точность, как при коммерческих операциях приема-передачи объемов продукта.

Эксплуатация резервуарного парка требует тщательного учета операций и сверки объемов перемещенного продукта с результатами инвентаризаций. Такой учет ведут все компании. Сверка объемов и отчеты об ошибках отвечают требованиям контроля и аудита. Системы учета в резервуаре позволяют мгновенно получать данные, необходимые для точного ведения ежедневного учета и сверки. Также можно оценивать точность поточных расходомеров, сравнивая их данные с данными учета резервуаров за соответствующий период.

В большинстве резервуаров с давлением, близким к атмосферному, можно измерять уровень вручную. В

настоящее время помимо ручного способа измерения уровня существует множество автоматических. Большая часть существующих механических устройств вынуждена соприкасаться с жидкостью. Современные электронные уровнемеры не контактирует с жидкостью и не имеют подвижных частей .

Для ручного измерения используется специальная измерительная рулетка. Она обычно представляет собой ленту из нержавеющей стали, градуированную в миллиметрах, с грузом на конце. Рулетка используется для измерения незаполненного пространства или заполненного объема (уровня жидкости).

Незаполненное пространство — это расстояние от контрольной точки резервуара до поверхности жидкости. Уровень резервуара рассчитывается путем вычитания измеренного незаполненного пространства из базовой высоты. Измерения незаполненного пространства обычно производятся для таких жидкостей, как мазут и сырая нефть.

Прямое измерение заполненного пространства может производиться рулеткой вручную. Этот способ применяется для светлых нефтепродуктов, так как мерная лента должна погрузиться на полную глубину резервуара. При измерении уровня светлых нефтепродуктов с помощью рулетки используется индикаторная паста, которая делает поверхность среза хорошо заметной.

Для высокоточного и достоверного ручного измерения уровня продукта необходимо использовать высококачественную поверенную рулетку. А в подогреваемых резервуарах, возможно, понадобится произвести расчет температурного расширения мерной ленты чтобы добиться высокой точности измерения.

Автоматические уровнемеры стали появляться еще в 30-х годах прошлого века. Одна из самых первых конструкций уровнемера представляет собой большой поплавок, помещенный внутри резервуара и соединенный с металлической лентой. Лента соединяется с пружинным механизмом и механическим цифровым указателям внизу резервуара (обычно снаружи на стенке) с помощью системы шкивов. Поплавковый уровнемер не требует энергозатрат на его работу—механизм приводятся в действие при изменении уровня жидкости. Для удаленного наблюдения поплавковый уровнемер может быть оборудован передатчиком, который отправляет данные об уровне в резервуаре в операторную по сигнальным кабелям.

Измерения поплавкового уровнемера, как правило, не слишком точны. На точность измерения воздействуют многочисленные факторы ошибок, такие как разница в плавучести, диапазон нечувствительности, мертвый ход и гистерезис механизмов. Если с поплавком, лентой или линией передачи происходят неполадки, необходимо проводить мероприятия по техобслуживанию внутри резервуара, и до устранения неполадок измерения с помощью поплавкового уровнемера производить нельзя. Поплавковый уровнемер сравнительно простой прибор, но из-за множества подвижных частей ему требуется техобслуживание и ремонт в течение всего срока эксплуатации.

В 1950-е годы развитие механики и электроники привело к созданию сервоуровнемера. В данном типе уровнемера поплавок заменен небольшим буйком. Буек обладает плавучестью, но не находится на поверхности жидкости. Его необходимо подвешивать на тонкую проволоку, присоединяемую к расположенному на крыше резервуара

сервоуровнемеру. Взвешивающая система в сервоуровне-мере чувствительна к напряжению в проволоке. Она подает сигнал из взвешивающего механизма на электромотор в сервоприводе, что приводит к перемещению буйка вслед за изменением уровня жидкости. Электронный преобразователь отправляет информацию об уровне через полевую шину для вывода данных в операторской.

Чтобы не допустить дрейфа буйка в резервуаре, вместе с сервоуровнемером нужно установить успокоительную трубку. Сервоуровнемер, как правило, точнее поплавкового уровнемера, недавно поверенный сервоуровнемер может отвечать требованиям точности для коммерческого учета. Однако он также имеет множество двигающихся частей, буек и проволоку, которые соприкасаются с жидкостью внутри резервуара. В связи с этим для сервоуровнемера требуется калибровка, регулярное техобслуживание и ремонт .

Некоторые производители сервоуровнемеров заявляют, что устройство может быть использовано не только для измерения уровня. С его помощью можно определять плотность жидкости и уровень подтоварной воды, но в обоих случаях измерение уровня затруднено, пока сервоуровнемер погружает буек в продукт. Измеряя натяжение проволоки, можно измерить плотность жидкости на различных уровнях резервуара. Когда проводится обнаружение воды, буек подгружается до достижения уровня подтоварной воды на дне резервуара. Обе операции способствуют накоплению грязи на проволоке, буйке и намоточном барабане, что через определенное время потребует проведения техобслуживания. Главный недостаток — невозможность измерения уровня при погружении буйка. Стоит отметить, что измерение плотности с помощью серво-уровнемера не допускается ни одним техническим или измерительным стандартом. В настоящее время происходит постепенная замена поплавковых уровнемеров и сервоуровнемеров на современные радарные уровнемеры.

Первые радарные уровнемеры (иногда также именуются микроволновыми уровнемерами) были разработаны в середине 1970-х годов. Самые ранние модели создавались для установки на танкерах. Радарная технология быстро набрала популярность и с тех пор является практически единственной технологией измерения уровня, применяемой на крупных танкерах.

В начале 1980-х годов радарные уровнемеры были доработаны для использования в морских терминалах. Радарная технология сразу завоевала нишу на рынке и сегодня является самой популярной технологией для учета продукта в резервуарах. С 1980-х годов появилось множество видов радарных уровнемеров, которые успешно заменяют механические, ультразвуковые или емкостные датчики уровня благодаря своим очевидным преимуществам для пользователя.

У радарного уровнемера нет подвижных частей, и ему не требуется регулярное техобслуживание. Радарные уровнемеры не вступают в контакт с жидкостью, поэтому их можно использовать для измерения уровня самых разнообразных веществ: от сильно нагретого асфальта до криогенных сжиженных газов, например таких как сжиженный природный газ (СПГ). Качественный радарный уровнемер может точно измерять уровень на протяжении более 30 лет. В настоящее время на рынке представлено множество радарных уровнемеров. Некоторые из них предназначены для применения в технологических процессах, где высокая точность и стабильность не являются главными требованиями. При

этом на первый план выходят стоимость прибора и другие значимые для данных проектов факторы.

Чтобы соответствовать высоким требованиям точности учета в резервуарах, предъявляемым для операций по передаче во владение, обычно используется метод непрерывного излучения с частотной модуляцией (FMCW). Метод непрерывного излучения с частотной модуляцией иногда называют синтезированным импульсным. Этот метод позволяет производить измерения с погрешностью менее миллиметра при измерении уровня в диапазоне от 50 м и выше .

С момента своего появления в 1970-х годах радарные уровнемеры, работающие на основе метода непрерывного излучения с частотной модуляцией, стремительно развивались. Появилось несколько поколений радарных уровнемеров. В последних разработках размеры приборов были уменьшены настолько, что теперь два радара могут размещаться в небольшом пространстве и обеспечивать беспрецедентную надежность и точность измерений. В то же время и снизились требования к электропитанию, и радарные уровнемеры могут стать полностью искробезопасными, работать от двухпроводной шины, обеспечивающей электропитание и связь.

Метод непрерывного излучения с частотной модуляцией необходим для правильной работы радарных уровнемеров, но одного этого недостаточно. Для обеспечения высокой точности и стабильности измерений, требуемых стандартами коммерческих операций, эти устройства также должны иметь специальные антенны.

Конструкция подобных антенн должна обеспечивать быстрое стекание конденсата, то есть быть преимущественно покатой. Существует три основных способа использования радарных уровнемеров:

— установка на резервуаре с неподвижной крышей;

— установка в направляющей трубе в резервуар с плавающей крышей;

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

— установка в резервуарах со сжиженным газом, криогенным или находящимся под давлением.

Радарный уровнемер должен производить измерение самой высокой точности при установке в имеющихся отверстиях резервуара. В резервуарах с неподвижной крышей подходящие для измерения уровня отверстия обычно находятся на крыше рядом со стенкой резервуара.

Такое расположение является идеальным благодаря стабильности, обеспечиваемой стенкой резервуара, и минимальному изгибу крыши. Радарный уровнемер должен обеспечивать высочайшую точность измерения даже при расположении вблизи стенки резервуара. Антенны с узким микроволновым пучком лучше всего подходят для установки на резервуарах вблизи стенки резервуара. Чем больше антенна, тем уже микроволновый пучок.

В резервуаре с плавающей крышей направляющая труба размещается там, где проводится измерение уровня, так как остальная поверхность жидкости покрыта плавающей крышей. Антенна радарного уровнемера для направляющих труб должна иметь конструкцию, подходящую для труб разных размеров и конфигурации. В направляющей трубе должны быть щели или отверстия, чтобы жидкость внутри и снаружи трубы хорошо перемешивалась, иначе высока вероятность того, что уровень внутри направляющей трубы будет отличаться от уровня в остальной части резервуара. Если труба заполняется только снизу, в ней будет собираться более тяжелый продукт. Щели и отверстия этому препятствуют.

Радарный уровнемер, применяемый в направляющих трубах, должен обеспечивать высокую точность измерения, несмотря на большие щели и отверстия, и даже ржавчину и загрязнения в трубке. Антенна для направляющей трубы не должна препятствовать доступу к трубе для выполнения таких задач, как взятие пробы и ручное измерение.

Применение уровнемеров и адекватная оценка объемов по их данным существенно зависят от качества и точности калибровки внутреннего объема резервуара. Реальная конструкция резервуара отличается от идеального цилиндра, днище резервуара имеет возникающие по различным причинам хлопуны и локальные смещения в вертикальном направлении, а стенка резервуара неравномерно отклоняется от вертикали по всему периметру и имеет локальные дефекты геометрии. Указанные особенности приводят к тому, что на единицу высоты резервуара объем изменяется не линейно, и даже при высокоточном измерении уровня нефти рассчитанный объем может не совпадать с реальным при неточной калибровке.

Для повышения точности калибровки необходимо использовать наиболее эффективные методы оценки геометрии резервуара. К таким методам относится наземное лазерное сканирование (НЛС) .

На сегодняшний день единственная методика применения технологии НЛС в указанных целях приведена в методике измерений МИ 3171-2008 . Рекомендация предназначена для применения метрологическими лабораториями дочерних обществ ПАО «Транснефть».

Методика представляет собой рекомендации по проведению сканирования внутреннего пространства резервуара и внешней стенки резервуара при различных уровнях налива, а также рекомендации по обработке результатов с целью получения определенных значений геометрических параметров резервуара.

Проанализировав методику, следует отметить, что результаты лазерного сканирования используются с целью подтверждения результатов, полученных посредством традиционных измерений с использованием геодезических приборов и измерительных рулеток, линеек. Практика сканирования резервуаров показывает, что данные, полученные методом НЛС, стабильно отличаются от данных, полученных методами геодезических измерений. Например, вычисленные объемы резервуаров по результатам обследования данными методами различаются (табл. 1).

Таким образом, применение методики лазерного сканирования в целях подтверждения результатов, полученных при геодезических исследованиях, нецелесообразно, поскольку эти результаты будут иметь постоянные расхождения . В то же время методика НЛС позволяет получать трехмерную модель внутреннего пространства резервуара. Таблица 1

Результаты расчетов объемов РВС, м3

Рис. 1. Общий вид облака точек внутренней поверхности резервуара

Резервуар Расчет объема идеальной фигуры Расчет объема по данным НЛС Расчет объема по данным геодезии, Разница

РВСПА- -50000 51929,2021 51923,0772 51927,2557 -4,1785

РВСПА- -50000 51929,2021 51901,8053 51909,6823 -7,8770

РВСП- -7500 8149,4328 8158,5054 8159,4266 -0,9212

РВСП- -5000 4879,7027 4874,6325 4872,0033 -2,6292

Рис. 2. Несущие элементы крыши резервуара

— ^ ТА

1 <■ » * -V ■» -V V

£ ‘ Ь у -*

Уч *

/V г —

Для РВСП-5000 результаты сканирования внутреннего пространства представлены на рис. 1.

Проведение НЛС изнутри резервуара позволяет построить точную трехмерную модель внутреннего пространства с учетом всех элементов конструкции самого резервуара, в том числе, например, модель несущих элементов крыши (рис. 2).

Детализация облака точек, получаемых современными лазерными сканерами четвертого поколения, при разрешении съемки в диапазоне от 10 до 1,5 мм на 10 м позволяет построить полную трехмерную модель внутреннего пространства резервуара и вычислить его объем с учетом любых внутренних конструкций с точностью выше, чем требуется для подобных измерений.

НЛС в целях калибровки целесообразно применять для получения трехмерных моделей внутреннего пространства, которые в дальнейшем позволят строить точные градуиро-вочные таблицы вычисления объема на 1 мм высоты налива.

Таким образом, для проведения точных и эффективных работ по постоянному мониторингу объемов нефти и нефтепродуктов в резервуарах необходимо, с одной стороны, обеспечивать эффективный измерительный контроль высоты уровня налива продукта, а с другой — иметь точные данные градуировки резервуара. Применение высокоэффективных методов измерения уровня налива без обеспечения службы эксплуатации точными градуиро-вочными таблицами будет приводить к тому, что данные по объемам перевалочных операций будут неточны.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

1. API RP 2350: 2005 Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities / American Petroleum Institute (API).

Third Edition. January 2005. 40 p.;

3. Справочное руководство инженера по учету в резервуарах и защите от перелива / Emerson, 2017г., 176 с.;

4. Руководство по стандартам измерений в нефтяной промышленности /Американский институт нефти // Вашингтон, округ Колумбия; 1983г.

6. МИ 3171-2008 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика калибровки геометрическим методом с применением лазерных сканирующих координатно-измерительных систем / Рекомендация. Разработана ЗАО «Центр МО». Москва. 2008. 52 стр.;

OIL AND FUEL TANK LEVEL MONITORING SYSTEM

LEVIN S.N., Assoc. Prof. of the Department of Pipeline and Storage Facilities Construction and Rehabilitation

2014, no. 4 (16), pp. 47-51 (In Russian).

ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ОПЕРАЦИИ АЗС

Приемка нефтепродуктов на АЗС Хранение нефтепродуктов на АЗС Отпуск нефтепродуктов на АЗС
Замер уровня и отбор проб на АЗС Эксплуатация в осенне-зимний период

Проверка соответствия качества и количества нефтепродукта

Доставка нефтепродуктов на АЗС осуществляется автомобильным или, в редких случаях, железнодорожным и трубопроводным транспортом.

Заказ на получение АЗС нефтепродуктов передается на предприятие по обеспечению нефтепродуктами через диспетчерскую службу компании (фирмы).

Нефтепродукты, поступающие на АЗС в автомобильных цистернах, принимаются по товаротранспортной накладной (выписываемой в четырех экземплярах), в которой указывается: номер автоцистерны, количество нефтепродукта, наименование и сорт в соответствии с государственным стандартом. На каждую партию нефтепродукта водитель обязан сдать получателю также паспорт (сертификат) качества, в котором указываются государственный стандарт или технические условия на сдаваемый нефтепродукт и все показатели качества, предусмотренные этим стандартом с обязательным штампом, заверенным подписью ответственного лица.

Результаты измерения температуры продукта в автоцистерне должны быть отмечены в товарно-транспортной накладной и сменном отчете. В товарно-транспортной накладной должно быть указано время (часы и минуты), когда налита автоцистерна.

Перед сливом нефтепродукта в резервуар оператор отбирает пробу из отстойника автоцистерны на наличие воды и механических примесей в нефтепродукте. Проба берется в стеклянную тару, к которой прикрепляется табличка с указанием номера АЗС, марки нефтепродукта, номера товарно-транспортной накладной, номера автоцистерны, ФИО водителя и оператора, даты, плотности и температуры нефтепродукта, номера резервуара. Проба хранится на АЗС до следующего слива нефтепродукта в данный резервуар.

Объем и масса нефтепродукта, принятого на АЗС из железнодорожной цистерны, определяются путем измерения уровня, плотности и температуры нефтепродукта в цистерне, а также определения количества подтоварной воды.

В опломбированных автоцистернах подтоварную воду не проверяют, а проверяют сохранность пломб.

В автомобильной цистерне, не имеющей посантиметровой градуировочной таблицы, уровень нефтепродукта не замеряется, а объем определяется по паспорту цистерны и полноте ее заполнения. В этом случае оператор поднимается на цистерну и проверяет количество нефтепродукта. Цистерна должна быть заполнена по планку (на горловине цистерны приваривается планка, указывающая уровень наполнения цистерны). При отклонении уровня бензина в автоцистерне от планки (контрольной риски), например, из-за колебания температуры нефтепродукта в пути измерение объема нефтепродукта в пределах горловины цистерны следует определять с учетом коэффициентов объемного расширения. При отсутствии расхождения между количеством нефтепродуктов, указанным в товарно-транспортной накладной и определенным в результате измерений в транспортных средствах или узлами учета при приемке, оператор расписывается в накладной, один экземпляр которой остается на АЗС, а три возвращаются водителю, доставившему нефтепродукт.

При выявлении несоответствия поступивших на АЗС нефтепродуктов товарно-транспортной накладной по количеству или качеству, составляется акт о недостаче установленной формы в трех экземплярах. О недостаче нефтепродукта делается соответствующая отметка во всех экземплярах товарно-транспортной накладной.

Слив автоцистерн

Правилами защиты от статического электричества предусматривается заземление автоцистерны перед сливом из нее нефтепродуктов. Из-за опасности искрообразования, при подсоединении «заряженной» автоцистерны к заземляющему устройству заземление необходимо выполнять вне взрывоопасной зоны медным проводом, причем его сначала необходимо присоединить к автоцистерне, а затем к специальному выводу заземляющего контура АЗС с помощью болтового зажима.

Автоцистерна устанавливается по ходу движения автотранспорта, и для нее должен быть обеспечен свободной выезд на случай аварийной ситуации.

При сливе нефтепродукта самотеком или насосом АЗС двигатель автоцистерны должен быть выключен, автотранспортное средство поставлено на тормоз, водитель не должен находиться в кабине автомобиля.

Во время слива не допускается движение автотранспорта на расстоянии менее 8 м от сливных муфт резервуаров.

Нефтепродукты, доставленные на автозаправочную станцию в автомобильных и железнодорожных цистернах, должны быть слиты полностью. Оператор, принимающий нефтепродукт, должен лично убедиться в этом, осмотрев цистерны после слива.

В процессе приема нефтепродуктов, оператор обязан следить за уровнем продукта в резервуаре, не допуская переполнения резервуара и разлива нефтепродукта.

Нефтепродукты сливают из цистерны через сливной фильтр самотеком или под напором.

Весь процесс слива нефтепродукта в резервуар АЗС из автоцистерны должен производиться в присутствии оператора АЗС, который должен следить за герметичностью сливного устройства. При обнаружении утечки нефтепродукта оператор должен немедленно прекратить слив.

Запрещается принимать нефтепродукты при следующих условиях:

  • неисправность сливного устройства автомобильной или железнодорожной цистерны;
  • отсутствие или нарушение пломбировки на железнодорожной цистерне;
  • неправильное оформление товарных и отгрузочно-транспортных документов;
  • недостача нефтепродуктов;
  • содержание воды в нефтепродуктах;
  • присутствие в нефтепродукте других примесей и явное сомнение в соответствии качества нефтепродукта требованиям стандарта.

Отпуск нефтепродукта из резервуара, в который сливается нефтепродукт, прекращается до окончания слива.

Операции по окончании слива

По окончании слива нефтепродукта водитель автоцистерны совместно с оператором АЗС через верхний смотровой люк убеждаются в том, что нефтепродукт из автоцистерны слит полностью.

После окончания приема нефтепродукта выключается перекачивающий насос (если слив осуществляется не самотеком), закрываются запорные вентили автоцистерны и перекачивающего устройства, сливной рукав автоцистерны отсоединяется от перекачивающего устройства, остатки нефтепродукта из шланга автоцистерны сливаются в ведро, закрываются крышкой муфта сливного устройства резервуара и колодец, заземляющее устройство отключается от автоцистерны.

Объем нефтепродуктов, принятых по трубопроводу, товарный оператор нефтебазы и оператор АЗС определяют в присутствии представителя администрации нефтебазы измерением уровня, температуры до перекачки нефтепродукта и после нее, а также уровня подтоварной воды в резервуаре АЗС.

По окончании перекачки нефтепродукта задвижку на трубопроводе от предприятия до АЗС пломбирует представитель администрации предприятия, пломбир хранится у руководителя предприятия.

На сданный по трубопроводу нефтепродукт составляется акт в двух экземплярах, который подписывают товарный оператор, оператор АЗС и представитель администрации предприятия. Первый экземпляр акта передается в бухгалтерию и является основанием для списания нефтепродукта с подотчета материально-ответственных лиц предприятия, а второй остается у оператора АЗС и прилагается к сменному отчету.

Приемка расфасованных нефтепродуктов

Нефтепродукты, расфасованные в мелкую тару, должны транспортироваться в упаковке, исключающей разлив нефтепродуктов, порчу тары и этикеток.

При приеме нефтепродуктов, расфасованных в мелкую тару, оператор проверяет число поступивших мест и соответствие трафаретов данным, указанным в товарно-транспортной накладной.

Количество принятых и проданных на АЗС расфасованных нефтепродуктов фиксируется в книге учета движения расфасованных нефтепродуктов, фильтров, запасны частей.

Приемка отработанных масел

Отработанные масла принимаются от индивидуальных владельцев транспортных средств дежурным оператором.

Учет принятых отработанных нефтепродуктов ведется в специальных журналах.

Отработанные нефтепродукты принимаются на АЗС без анализа. Слитые из картера двигателя непосредственно на станции отработанные масла принимаются как моторные, все прочие нефтепродукты — как смешанные.

АЗС, которые принимают отработанные нефтепродукты, должны быть оборудованы эстакадой, сборником и оснащены измерительными приспособлениями для определения объема и массы принимаемых нефтепродуктов.

Приемка нефтепродуктов на АЗС Хранение нефтепродуктов на АЗС Отпуск нефтепродуктов на АЗС
Замер уровня и отбор проб на АЗС Эксплуатация в осенне-зимний период

Реализация ГСМ осуществляется организацией, в том числе через АЗС. Топливо хранится в вертикальных резервуарах. Пересортица теоретически возможна. Недостачи возникают при хранении нефтепродуктов.
Каков порядок отражения в бухгалтерском учете результатов инвентаризации нефтепродуктов?

12 ноября 2012

В соответствии с п. 1 ст. 12 Федерального закона от 21.11.1996 N 129-ФЗ «О бухгалтерском учете» (далее — Закон N 129-ФЗ) для обеспечения достоверности данных бухгалтерского учета и бухгалтерской отчетности организации обязаны проводить инвентаризацию имущества и обязательств, в ходе которой проверяются и документально подтверждаются их наличие, состояние и оценка.
Порядок и сроки проведения инвентаризации определяются руководителем организации, за исключением случаев, когда проведение инвентаризации обязательно.
При этом порядок проведения инвентаризации имущества и финансовых обязательств организации, а также оформления ее результатов регулируется Методическими указаниями по инвентаризации имущества и финансовых обязательств, утвержденными приказом Минфина России от 13.06.1995 N 49 (далее — Указания N 49).
В свою очередь, порядок учета нефти и нефтепродуктов, проведения учетно-расчетных операций регулируется Инструкцией о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР (утверждена письмом Госкомнефтепродукта СССР от 15.08.1985 N 06/21-8-446, далее — Инструкция), которая на сегодняшний день не потеряла своей актуальности (смотрите, например, постановления Пятого арбитражного апелляционного суда от 16.01.2012 N 05АП-8757/11, Шестого арбитражного апелляционного суда от 26.03.2012 N 06АП-764/12).
Согласно п. 9.1 Инструкции инвентаризация нефтепродуктов должна проводиться не реже одного раза в месяц. При этом инвентаризации подлежат все нефтепродукты, находящиеся в резервуарах, нефтепродуктопроводах и т.п. При инвентаризации определяют фактическое наличие ГСМ для сопоставления с данными бухгалтерского учета, определения результатов (недостач, излишков), величины естественной убыли, образовавшихся за межинвентаризационный период. Расчет естественной убыли нефтепродуктов составляется при определении окончательных результатов инвентаризации и только в случае определения (после зачета недостач излишками по пересортице) недостачи по количеству (п. 9.31 Инструкции) (письмо УФНС РФ по г. Москве от 10.02.2006 N 20-12/11315).
При снятии остатков нефти и нефтепродуктов составляется инвентаризационная опись по форме N 32-НП (Приложение 23 к Инструкции), а для выявления результатов инвентаризации бухгалтерией предприятия или организации нефтепродуктообеспечения составляется сличительная ведомость по форме N 33-НП (Приложение 24 к Инструкции).
Сличительная ведомость составляется по видам ценностей, по которым при инвентаризации выявлены отклонения от учетных данных.
К сличительной ведомости прилагается расчет естественной убыли нефтепродуктов по нормам, которые применяются при складском хранении и транспортировании железнодорожным, водным и трубопроводным транспортом.
Расчет естественной убыли нефтепродуктов составляется при определении окончательных результатов инвентаризации и только в случае определения (после зачета недостач излишками по пересортице) недостачи по количеству по форме N 34-НП (Приложение 25 к Инструкции) (п. 9.31 Инструкции).
Недостачи нефтепродуктов в пределах нормы на погрешность измерений массы топливораздаточных колонок АЗС в сличительной ведомости учитываются при соблюдении условий и в порядке, предусмотренных пунктами 6.24, 6.26 и 6.27 Инструкции.
Согласно п. 9.35 Инструкции выявленные при инвентаризации и других проверках расхождения фактического наличия ценностей против данных бухгалтерского учета регулируются в следующем порядке:
— убыль ценностей в пределах установленных норм, а также недостачи нефтепродуктов в пределах норм погрешности измерения топливораздаточных колонок на АЗС (до 0,5% от объема расхода нефтепродуктов за межинвентаризационный период) списываются по распоряжению руководителей предприятий и организаций на издержки обращения как недостачи в пути и при хранении в пределах норм убыли;
— недостачи ценностей сверх норм убыли, а также недостачи нефтепродуктов, превышающие фактическую погрешность измерения топливораздаточных колонок на АЗС, взыскиваются с материально ответственных лиц, а излишки полностью приходуются.
Если разница между показаниями нефти и нефтепродуктов, замеренной в резервуарах нефтебаз и наливных пунктов при инвентаризации, и учетными данными бухгалтерии (за минусом убыли в пределах установленных норм) приходится в пределах норм погрешности, установленной ГОСТ 8.378-80, то эта разница не учитывается и за основу принимаются данные бухгалтерского учета. В случае если указанная разница превышает норму погрешности измерения, то данное превышение взыскивается с материально ответственных лиц (при недостаче) или приходуется (при излишке).
Аналогичные нормы содержатся в Методических указаниях по бухгалтерскому учету материально-производственных запасов, утвержденных приказом Минфина России от 28.12.2001 N 119н (далее — Методические указания).
В бухгалтерском учете по общему правилу все потери и недостачи выявляются в ходе инвентаризации и учитываются на счете 94 «Недостачи и потери от порчи ценностей».
При этом п. 30 Методических указаний предусматривает, что недостача запасов и их порча списывается со счета «Недостачи и потери от порчи ценностей» в пределах норм естественной убыли на счета учета затрат на производство (счет 20) или (и) на расходы на продажу (счет 44); сверх норм — за счет виновных лиц. Если виновные лица не установлены или суд отказал во взыскании убытков с них, то убытки от недостачи запасов и их порчи списываются на финансовые результаты у коммерческой организации. Нормы убыли могут применяться лишь в случаях выявления фактических недостач.
Недостача запасов в пределах установленных норм естественной убыли определяется после зачета недостач запасов излишками по пересортице. В том случае, если после зачета по пересортице, произведенного в установленном порядке, все же оказалась недостача запасов, нормы естественной убыли должны применяться только по тому наименованию запасов, по которому установлена недостача. При отсутствии норм убыль рассматривается как недостача сверх норм. Аналогичные положения содержатся и в п. 5.1 Указаний N 49.

Ответ подготовил:
Эксперт службы Правового консалтинга ГАРАНТ
профессиональный бухгалтер Молчанов Валерий

Контроль качества ответа:
Рецензент службы Правового консалтинга ГАРАНТ
Королева Елена

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Наверх