Реферат: Методические указания по организации учета жидкого и газообразного топлива на тэс и рк

РД РБ 09110


РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ КОНЦЕРНА «БЕЛЭНЕРГО»


РУКОВОДЯЩИЕ ДОКУМЕНТЫ ДЛЯ ТЕПЛОВЫХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ


МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ УЧЕТА

ЖИДКОГО И ГАЗООБРАЗНОГО ТОПЛИВА НА ТЭС И РК


Концерн «Белэнерго»

Минск 2002

Белорусский государственный энергетический концерн
«Белэнерго»

НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОЕ И ПРОЕКТНОЕ РЕСПУБЛИКАНСКОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «БЕЛТЭИ»

(РУП «БЕЛТЭИ»)


№ Гос.регистрации 2002606
УДК 662.6/8:621.311

УТВЕРЖДАЮ:
^ Директор РУП «БЕЛ ТЭИ»
канд.техн.наук, ст..научн.сотр

_________ МОЛОЧКО Ф.И.
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО ОРГАНИЗАЦИИ УЧЕТА ЖИДКОГО И ГАЗООБРАЗНОГО
^ ТОПЛИВА НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
И РАЙОННЫХ КОТЕЛЬНЫХ


1 этап

Т-01-07/228д-06


Руководитель разработки

зав.лабораторией ТТП,

доктор техн.наук, профессор СТРИХА И.И.


Минск 2002


РД РБ 09110.

^ РАЗРАБОТАН Научно-исследовательским и проектным
республиканским унитарным предприятием

«БЕЛ ТЭИ»


ИСПОЛНИТЕЛИ И.И.Стриха (докт.техн.наук, профессор,

руководитель), Л.А.Зенькевич, Г.В.Булавенко


СОГЛАСОВАН с Управлением научно-технического прогресса

и сводных программ концерна «Белэнерго».

Начальник Управления Ю.В.Рымашевский


Утвержден и введен в действие приказом концерна «Белэнерго»

от ___________200__ г. №____


Ключевые слова: отраслевой руководящий документ, жидкое топливо, природный газ, правила учета топлива, контроль качества, нормы естественной убыли, инвентаризация жидкого топлива, технический учет, бухгалтерский учет


УДК 662.6/8:621.311

Методические указания по организации РД РБ 09110.

учета жидкого и газообразного топлива

на ТЭС и РК


Срок действия установлен

с 01.08.200__


Настоящие Методические указания (МУ) устанавливают организацию, порядок и методы проведения работ по учету всех видов котельно-печного (технологического) топлива на тепловых электростанциях (ТЭС) и районных котельных. Районные котельные, исходя из местных условий, могут производить учет топлива по местным инструкциям, разработанным на основе настоящих МУ.

Методические указания предназначены для персонала тепловых электрических станций (ТЭС), котельных и энергопредприятий, несущих ответственность за организацию, выполнение работ по учету топлива и осуществляющих претензионную работу.

К МУ приложен перечень нормативно-технических документов (Приложение 1), которыми необходимо руководствоваться в работе по учету топлива.

С выходом настоящих МУ утрачивают силу «Правила учета топлива на электростанциях». РД 34.09.105-88. М.: СПО Союзтехэнерго. 1988.

^ ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ


1.1. Основным видом материальных ресурсов, расходуемых тепловыми электрическими станциями и районными котельными (далее ТЭС, энергопреприятия и электростанции) на технологические нужды (на производство электроэнергии и тепла), является котельно-печное (технологическое) топливо.

1.2. Топливо, поступающее на ТЭС и расходуемое на технологические и другие нужды, а также хранящееся на складе и отпускаемое сторонним организациям, подлежит строгому учету. Учет топлива включает: определение его количества и качества в требуемом объеме и с требуемой точностью, периодическую инвентаризацию; предъявление претензий поставщикам и транспортным организациям при обнаружении расхождений по количеству и качеству топлива; документальную регистрацию выполняемых операций.

1.3. Для ведения учета топлива ТЭС должны быть оснащены необходимым оборудованием, устройствами и приборами по контролю его качества и количества. Учет топлива следует производить при помощи персональных компьютеров.

1.4. Все операции по учету топлива оформляются документами, формы которых приведены в приложениях. Эти формы являются рекомендуемыми, в них могут быть внесены изменения, которые будут отражать особенности конкретного энергопредприятия.

1.5. Поступление, расходование, переадресовка, а также остатки по результатам инвентаризации отражаются в формах первичной документации.

1.6. Данные о количестве поступившего и израсходованного топлива и его остатках отражаются в статистической государственной и ведомственной отчетности.

1.7. Учет топлива подразделяется на оперативный, технический и бухгалтерский, каждый из которых ведется соответствующими службами и подразделениями ТЭС.

Оперативный учет отражает движение топлива в натуральном исчислении и включает приемку топлива от поставщиков, определение его расхода на производство, ведение претензионной работы, а также периодические инвентаризации. Оперативный учет жидкого топлива является функцией эксплуатационного персонала топливно-транспортного цеха (ТТЦ) либо другого подразделения, в ведении которого находится топливное хозяйство, а газообразного топлива – функцией ТАИ. Анализ качественных показателей топлива выполняется химическим цехом.

Организация приема, разгрузки, хранения и подачи топлива на производство определяется ПТЭ (глава «Топливно-транспортное хозяйство» /1/ и соответствующими местными инструкциями).

Технический учет отражает расход топлива на технологические нужды в натуральном и условном исчислении, при этом определяется основной показатель, характеризующий эффективность топливоиспользования на ТЭС - удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии и тепла, а также размеры экономии (перерасхода) топлива. Технический учет осуществляется ПТО.

Бухгалтерский учет представляет собой документальную регистрацию в денежном и натуральном выражении и контроль всех хозяйственных операций, связанных с движением топлива и расчетами с поставщиками.

1.8. Ответственность за организацию и постановку учета топлива на ТЭС несет ее директор и главный бухгалтер.

1.9. В договорах на поставку топлива, заключаемых непосредственно с производителями, следует предусматривать конкретные положения по проведению контроля количества и качества топлива как у поставщика, так и у потребителя, так как основным документом при рассмотрении споров в арбитражном суде является договор.

1.10. На ТЭС и РК должен быть обеспечен контроль качества всего количества поступающего жидкого и газообразного топлива. Контроль качества жидкого топлива осуществляется химическим цехом ТЭС и РК. Контроль качества газообразного топлива осуществляется Поставщиком с последующим представлением результатов потребителям.

Решение о системе контроля качества газообразного топлива принимается руководством РУП Энерго и отражается им в договоре с поставщиком газообразного топлива.

1.11. Настройка и техническое обслуживание установленных на ТЭС контрольно-измерительных приборов, предназначенных для непрерывного и периодического определения количества и качества топлива (весов, расходомеров, плотномеров, калориметров, автоматических отборников проб газа и мазута и др.) производятся цехом тепловой автоматики (ЦТАИ) или соответствующим ему другим подразделением по графику, разработанному в соответствии с требованиями завода-изготовителя или другими документами и утвержденному руководством ТЭС.

1.12. Предназначенные для коммерческих расчетов с поставщиками средства измерения (весы, уровнемеры, калориметры), подлежащие аттестации и периодической проверке, должны иметь в паспорте прибора клеймо Госповерителя и предъявляться на госповерку в установленные сроки. На ТЭС должен быть составлен согласованный с организациями Госстандарта график поверки. Организация и порядок проведения поверки должны соответствовать СТБ 8001-93 /5/ и СТБ 8003-93 /6/.

1.13. Все резервуары для приема и хранения жидкого топлива должны иметь градуировочные таблицы, утвержденные руководителем организации национальной (государственной) метрологической службы или руководителем аккредитованной на право поверки метрологической службы юридического лица. Градуировка вертикальных резервуаров производится в соответствии с ГОСТ 8.570-2000, горизонтальных – ГОСТ 8.346-2000. Межповерочный интервал – не более 5 лет.

Ответственность за наличие таблиц и их своевременный пересмотр несет топливно-транспортный цех.

1.14. Контроль за соблюдением сроков периодической поверки средств измерений и правильностью поверок осуществляется метрологической службой энергопредприятия /8,12,13/.

Контроль за правильностью учета жидкого топлива по количеству возлагается на топливно-транспортную службу, по качеству – на химическую службу, за правильностью учета газа по количеству и качеству – на службу ТАИ РУП Энерго.

1.15. Использование электростанцией методов измерений и оборудования, не предусмотренных НТД, может быть допущено после их аттестации и с разрешения ее метрологической службы РУП Энерго /3÷13/ .

1.16. Техническое обслуживание вагонных весов и их поверка (не реже 1 раза в полугодие) производится службой ТАИ электростанции

1.17.Вагонные весы могут передаваться на техническое обслуживание железной дороге или другой специализированной организации.

1.18. Техническое обслуживание установок по отбору жидкого топлива осуществляется ТТЦ, газообразного – ТАИ.

1.19. Отбор проб из цистерн, резервуаров производится персоналом ТТЦ под методическим руководством химического цеха. Исходя из местных условий, для отбора проб может привлекаться другой персонал.

1.20. Обработка проб жидкого топлива и выполнение всех их анализов производятся химическим цехом электростанции, в отдельных случаях другой специализированной организацией.

1.21. Результаты анализа качества поступившего и поданного на сжигание жидкого топлива фиксируются в журнале за подписью начальника химического цеха. Журналы составляют по каждому виду топлива в отдельности.

1.22. На районных котельных учет топлива производится по аналогии с электростанциями.

1.23. Окончательным документом о движении топлива за месяц является акт по форме ТТ-22, утверждаемый директором энергопредприятия.

1.24. Сведения о движении топлива за сутки, пятидневку и др. являются оперативными.

1.25. Энергопредприятия, электростанции, передающие по договору функции контроля учета топлива другой компетентной организации, должны в договоре обусловить строгое выполнение настоящих МУ.

^ ОПЕРАТИВНЫЙ УЧЕТ ТОПЛИВА


2.1. Приемка жидкого топлива по количеству


2.1.1. Все топливо, поступающее на электростанции, в соответствии с ПТЭ /1/ подлежит 100%-ному контролю.

Масса жидкого топлива, поступающего в цистернах по железной дороге или автотранспортом, определяется методом взвешивания или обмера (объемно-массовым методом), а поступающего водным транспортом и по трубопроводам – путем обмера в резервуарах. Электростанция вправе применять метод определения массы, отличный от того, который использует поставщик. В договорах на поставку топлива должен быть оговорен метод определения массы топлива.

2.1.2. В случае приемки жидкого топлива на месте отгрузки по количеству – взвешиванием и доставки железнодорожным транспортом без выхода на пути МПС или взвешивания мазута у поставщика на вагонных (электронно-тензометрических) весах с печатающим устройством, контрольное взвешивание топлива на ТЭС, если цистерны опломбированы.

2.1.3. До установки собственных вагонных весов на ТЭС топливо может взвешиваться на весах ближайшего железнодорожного пункта или другого предприятия.

При отсутствии вагонных тензометрических весов на ТЭС, при определении отправителем массы жидкого топлива в цистернах на тензометрических весах приемка его производится по документам при наличии пломб на крышках цистерн и с выполнением выборочного контроля массы груза методом обмера.

2.1.4. Для взвешивания топлива, поступающего по железной дороге, на электростанции должны быть установлены аттестованные вагонные весы, обеспечивающие пределы погрешности взвешивания цистерны в железнодорожном составе или целиком состава (маршрута) в соответствии с /14/. При взвешивании должны соблюдаться заводские инструкции по эксплуатации вагонных весов в части скоростей прохождения цистерн по платформе весов.

Предпочтительным способом определения массы порожних цистерн является их взвешивание. Если массу порожних цистерн электростанция принимает по трафарету, то взвешивание их производится обязательно в случае обнаружения в них битумных остатков.

2.1.5. Масса оприходуемого топлива рассчитывается с учетом предельных расхождений, определяемых по РД 34.11.331-91 /17/ и нормами естественной убыли при перевозках (Приложение 2) в соответствии с МИ 1953-88 /16/.

Естественная убыль и предельные расхождения рассчитываются от массы нетто, указанных в накладных.

2.1.6. Информация о подходе транспортных средств с топливом регистрируется в журнале по форме ТТ-1 (Приложение 3). Журнал является оперативным документом начальника смены железнодорожного участка ТТЦ электростанции или другого лица, его заменяющего.

2.1.7. Порядок подачи и уборки цистерн, способы учета простоя, места приемки, а также формы приемосдаточной документации устанавливаются договором на эксплуатацию подъездных путей, на погрузочно-разгрузочные работы, заключаемыми электростанцией с железной дорогой или другой организацией, осуществляющей транспортно-экспедиционное обслуживание.

2.1.8. Приемка топлива по количеству может осуществляться по составу (маршруту) в целом, группе цистерн или по каждой цистерне в отдельности, о чем должно быть указано в договоре на поставку топлива.

2.1.9. При приемке жидкого топлива объемно-массовым методом измеряют уровень мазута, температуру, плотность при температуре измерения и при необходимости влажность мазута в соответствии с МИ 2092-90 /18/.

Учетно-расчетные операции, согласно ГОСТ 26976-86 /20/ следует производить по «сухому» топливу, т.е. за вычетом «балласта» (вода). Это положение обязательно должно быть отражено в договоре на поставку топлива. Масса мазута в цистернах вычисляется умножением плотности мазута на его объем.

Объем топлива определяется при поступлении:

в железнодорожных цистернах – по таблицам калибровки железнодорожных цистерн /22/ и Методикой выполнения измерений объемно-массовым методом /21/;

в автоцистернах с помощью метрштока и калибровочных таблиц автоцистерн;

по трубопроводам или водным транспортом с помощью уровнемеров и градуировочных таблиц резервуаров электростанции, составленных в соответствии с МИ 1823-87 /23/ и РД 50-156-79 /24/ (во время приемки топлива расходование его из резервуара не допускается, а измерение уровня производится после отстоя его в течение не менее 3 ч.);

плотность топлива определяется по ГОСТ 3900-85 /25/, отбор проб производится по ГОСТ 2517-85 /26/;

предельная относительная погрешность при измерении объемно-массовым методом принимается в соответствии с ГОСТ 26976-86 /20/: не более ±0,8% при измерении массы нефтепродуктов в железнодорожных и автомобильных цистернах грузоподъемностью до 100 т и ±0,5% при грузоподъемности цистерн свыше 100 т; не более ±0,5% при измерении массы нефтепродуктов в резервуарах.

2.1.10.Приемосдатчик или другое лицо, выполняющее его функции, получает от транспортной организации (железной дороги, речного или морского пароходства и др.) документы (накладные) на топливо, которые сверяются с данными фактически поданных под разгрузку транспортных средств (номера транспортных средств, их типы, грузоподъемность, виды груза и др.). Сверка данных поступивших транспортных средств и вида груза на местах приема-сдачи может производиться также по ведомостям подачи и уборки цистерн или натурным листам, о чем должно быть указано в договоре.

Если на состав (группу цистерн) была выписана одна накладная, а в пути произошла утрата (отцепка) одной или нескольких цистерн, то железнодорожной станцией примыкания об этом в накладной должна быть сделана соответствующая отметка (см. п.2.6.11). Топливо, находящееся в прибывших цистернах, принимается в обычном порядке с отнесением результатов приемки к оставшемуся топливу.

2.1.11. Результаты контроля взвешиванием количества жидкого топлива заносятся в ведомость учета топлива и других грузов, прибывших в железнодорожных цистернах и принятых взвешиванием по форме ТТ-3 (Приложение 4). Ведомость подписывается весовщиком-приемщиком или лицом, выполняющим его функции. Ведомость заполняется посменно или за сутки в целом и является оперативным документом для контроля поступления транспортных средств с топливом. При необходимости отбираются пробы мазута для определения количества «балласта» в нем (воды, серы и т.п.), при этом делается соответствующая отметка в ведомости.

2.1.12. Результаты контроля объемно-массовым методом количества принятого мазута заносятся в ведомость учета жидкого топлива, принятого обмером в железнодорожных цистернах по форме ТТ-5 (Приложение 5). Ведомость подписывается весовщиком-приемщиком топлива. Если одно и то же лицо является одновременно приемщиком и учетчиком топлива, ведомость не заполнять.

2.1.13. Ведомости по формам ТТ-3 и ТТ-5, подписанные лицами, ответственными за приемку топлива, передаются учетчику топлива, а отобранные при приемке топлива пробы – в химический цех.

2.1.14. На основе данных, содержащихся в транспортных накладных и ведомостях ТТ-3 и ТТ-5, результатов анализов проб, выполненных химическим цехом, учетчик топлива или другое лицо, уполномоченное выполнять его функции, производит расчет массы оприходуемого топлива (с учетом допустимых предельных расхождений и норм естественной убыли при перевозках). Составляет форму ТТ-4 «Расчет массы жидкого топлива, принятого взвешиванием» (Приложение 6), форму ТТ-9 «Расчет массы жидкого топлива, принятого обмером в железнодорожных цистернах (Приложение 7).

Формы ТТ-4 и ТТ-9 составляются в отдельности по каждому поставщику.

Формы ТТ-4 и ТТ-9, составленные в двух экземплярах, подписываются начальником ТТЦ (участка), учетчиком и служат основанием для оприходования топлива. На топливо, поступившее в выходные дни, формы составляются в первый за выходным рабочий день. Первый экземпляр форм по реестру направляется в бухгалтерию с приложенными к ним транспортными и другими документами, второй экземпляр остается в ТТЦ (участке).

2.1.15. Определение массы оприходуемого топлива производится в зависимости от фактического расхождения между массой топлива, определенной при приемке, и массе топлива, указанного в железнодорожной накладной:

2.1.15.1. При положительном или отрицательном значении фактического расхождения по абсолютному значению, не превышающем допустимого предельного расхождения, оприходуется масса топлива, указанная в накладной, при одинаковом способе учета топлива у Поставщика и Получателя (при приемке повагонно или маршрутом в целом).

Пример. На ТЭС поступило топливо (мазут) суммарной массой брутто до 1000 т. Топливо принималось повагонным взвешиванием цистерны в движении без расцепки на весах 1959ТС-200 В.

Вариант 1. Масса мазута в цистерне по накладной 60,0 т, а фактическая масса оказалась по результатам взвешивания 60,46 т. Допустимое предельное расхождение в определении массы топлива ± 0,48 т (0,8% п.2.1.9) больше фактического расхождения (+0,46 т) и, следовательно, топливо оприходуется массой 60,0 т.

Вариант 2. Масса мазута в цистерне по накладной 60,0 т, а фактическая – 59,54 т. Фактическое расхождение в определении массы топлива (-0,46 т) по абсолютному значению меньше допустимого предельного расхождения (±0,48 т) и, следовательно, топливо оприходуется тоже массой 60,0 т.

2.1.15.2. Пример. Исходные данные аналогичны данным для примера к п.2.1.15.1.

Вариант 1. Фактическая масса топлива в цистерне по результатам взвешивания 60,54 т, а по накладной 60,0 т.

Фактическое расхождение в массе топлива составляет +0.,54 т, превышает допустимое предельное расхождение ±0,48 т и, следовательно, является излишками. Топливо в данном случае оприходуется в количестве 60,54 т, а за излишки (0,54 т) производится либо доплата поставщику топлива, либо эти излишки вычитаются при предъявлении претензии из общей выявленной недостачи.

Вариант 2. Фактическая масса мазута в цистерне по результатам взвешивания 59,0 т, а по накладной – 60,0 т. Норма естественной убыли при перевозках составляет 0,006 т (0,1 кг/тонну мазута по Приложению 2). Фактическое расхождение в массе топлива –1 т) по абсолютному значению превышает сумму допустимого предельного расхождения ±0,48 т и норму естественной убыли (0,006 т). В расчетах массы жидкого топлива (мазута) нормы естественной убыли не учитываются в связи с их малыми значениями. В данном случае топливо оприходуется в количестве 59,0 т (естественная убыль в расчетах не учитывается), а недостача, равная 1 должна быть учтена при составлении сводной ведомости о недостаче и естественных потерях топлива при перевозках по форме ТТ-24 (Приложение 11).

2.1.15.3. При отрицательном значении фактического расхождения по абсолютному значению, не превышающем сумму допустимого предельного расхождения оприходуется масса топлива, указанная в железнодорожной накладной.

Пример. Исходные данные аналогичны данным для примера к п.2.1.15.1. Фактическая масса топлива в цистерне по результатам взвешивания – 59,6 т, по накладной – 60,0 т. Норма естественной убыли составляет 0,006 т и в расчетах не используется. Если по абсолютному значению фактическое расхождение в массе топлива (-0,4 т) не превышает допустимого предельного расхождения (±0,48 т), то оприходуется масса топлива, указанная в накладной.

2.1.15.4. Для наглядности результаты определения массы оприходуемого топлива (мазута) сведены в таблицу 1.

Таблица 1


Результаты возможных вариантов определения массы

оприходованного топлива, в т



Показатель


Значение показателя для пунктов

2.1.15.1

2.1.15.2

2.1.15.3

Вариант 1

Вариант 2

Вариант 1

Вариант 2

1

2

3

4

5

6

Масса поступившего топлива:
















по накладной

60,0

60,0

60,0

60,0

60,0

по результатам взвешивания

60,46

59,54

60,54

59,0

59,6

Фактическое расхождение

в массе

+0,46

-0,46

+0,54

-1,0

-0,4

продолжение таблицы 1


1

2

3

4

5

6

Допустимое предельное расхождение в массе

±0,48

±0,48

±0,48

±0,48

±0,48

Норма естественной убыли

при перевозках

-

-

-

0,006

0,006

Сумма допустимого расхождения и нормы убыли

-

-

-

0,486

0,486

Списано на потери при перевозках










0,006

0,006

Недостача топлива

-

-

-

1,0

-

Излишки топлива

-

-

0,54

-

-

Масса оприходованного топлива

60,0

60,0

60,54

59,0

60,0


2.1.16. Результаты контроля количества жидкого топлива, поступившего по трубопроводу или водным транспортом и принятого обмером в резервуарах, заносятся в форму ТТ-10 (Приложение 8). При приеме топлива в присутствии поставщика форма ТТ-10 должна быть им подписана. Форма эта составляется в трех экземплярах: один – для бухгалтерии, другой – поставщику и третий остается в ТТЦ.

2.1.17. При обнаружении недостачи приемка топлива осуществляется комиссией с соблюдением требований Положения о приемке товаров по количеству и качеству /19,42/ об участии представителя общественности электростанции и с составлением акта приемки жидкого топлива взвешиванием по форме ТТ-9 (Приложение 7) и акта приемки жидкого топлива обмером в железнодорожных цистернах по форме ТТ-7 (Приложение 10).

Эти акты составляются по каждой накладной или каждому поставщику в отдельности и утверждаются директором (заместителем) электростанции.

2.1.18. Сведения о недостаче топлива из форм ТТ-4, ТТ-9 и ТТ-10 заносятся в сводную ведомость по форме ТТ-24 (Приложение 11).

При взвешивании у сторонней организации или на железнодорожной станции на электронно-тензометрических весах присутствие представителя общественности не требуется, список взвешенных цистерн является документом для актово-претензионной работы, акт приемки топлива взвешиванием не требуется (п.2.6.8).

2.1.19. Акты по формам ТТ-6, ТТ-7 и ТТ-10 являются основанием для подготовки претензионных и арбитражных документов (см. п.2.6).

2.1.20. При приемке топлива с участием представителя поставщика или общественности определение массы оприходованного топлива производится так же, как и в п.2.1.15. В случае отрицательного фактического расхождения, по абсолютному значению превышающего сумму допустимого предельного расхождения и норму естественной убыли при перевозках, поставщику предъявляются материальные претензии за недостачу топлива. Недостачей является фактическое расхождение, уменьшенное на норму естественной убыли при перевозках. Естественная убыль должна списываться в установленном порядке.

2.1.21. Масса оприходованного и израсходованного жидкого топлива указывается во всех формах дробью: в числителе – масса при фактической влажности, в знаменателе – «сухая масса», определенная расчетом (см. примеры в формах Приложений) или отдельными графами в соответствующих актах.

Во всех статистических отчетах приход, расход и остатки жидкого топлива указываются также двумя строчками: в верхней – при фактической влажности, а в нижней – по «сухой массе» или отдельными графами в соответствующих актах.

2.1.23. При проведении приемо-сдаточных операций и обнаружении технических неисправностей цистерн, признаков недостачи, хищений топлива и другого, составляются коммерческие акты (п.2.6.11) в соответствии с «Правилами перевозки грузов» /38, 39, 40/ с приложением при необходимости актов по форме ТТ-6 или ТТ-7.


2.2.Приемка жидкого топлива по качеству


2.2.1. Приемка жидкого топлива по качеству заключается в контроле соответствия поступившего топлива ГОСТ и техническим условиям, предусмотренным в договорах, в зависимости от условий эксплуатации, по которым ведется претензионная работа (марка, влажность, теплота сгорания, содержание серы и др.).

2.2.2. Способ контроля качества поступившего топлива указывается в договорах на поставку.

Контроль качества поступившего топлива на электростанцию производится путем отбора проб и их химического анализа.

Отбор проб жидкого топлива производится из цистерн (при поставке по железной дороге) и из трубопроводов перед приемными резервуарами (при поставке по трубопроводу) по ГОСТ 2517-85 /26/.

Отобранные пробы в соответствии с действующими стандартами обрабатываются и анализируются по основным показателям (и др.), являющимися браковочными по условиям поставки топлива.

Результаты анализа этих проб фиксируются химическим цехом в журнале по учету качества поступившего топлива и используются в претензионной работе.

2.2.7. При обнаружении соответствия топлива ГОСТ 10585-99 при отборе согласно ГОСТ 2517-85 бракуется вся партия топлива данного поставщика. Оплата производится за количество мазута соответствия ГОСТ 10585-99.


2.3. Приемка газообразного топлива по количеству и качеству


2.3.1. Учет количества израсходованного на электростанции или котельной природного газа определяется по контрольно-измерительным приборам, установленным у потребителя; основной погрешностью, не превышающей ±0,5% /27,28,29,30/.

2.3.2. Расходомеры должны устанавливаться и эксплуатироваться в соответствии с ГОСТ 8.563.1-97 /31/ и ГОСТ 8.563.3-97 /32/. Устройства для измерения расхода газа должны устанавливаться после фильтров очистки газа до регулирующих клапанов на входном газопроводе каждого газораспределительного пункта (ГРП) электростанции.

2.3.3. Результаты определения количества поступающего на электростанцию газа должны оформляться двусторонними актами в сроки, указанные в договоре.

2.3.4. Расход газа учитывается в нормальных кубических метрах при стандартных условиях 20°С и 0,1 МПа (760 мм рт.ст.) в сухом состоянии в соответствии с /33, 34/.

2.3.5. При выполнении работ по контролю количества и качества газообразного топлива рекомендуется учесть опыт, описанный в /35/. Целесообразно использовать автоматические калориметры КСН, бомбовые ВО-8, ВО-8М, ВО-8МА или Юнкерс, Юнкалор Дессау (ФРГ); газовые хроматографы Кристалл 2000 М, Кристалл 5000.1, Кристалл 5000.2 хроматографы компании Аджилент Технолоджис (ранее Hewlett-Packard) плотномеры.

2.3.6. Электростанциям, получающим газ из одного линейного магистрального газопровода с устойчивыми качественными характеристиками, по усмотрению энергосистемы разрешается организовать контроль качества в одном пункте для нескольких электростанций. В таких случаях необходимо проводить периодические сравнения качества по пробам, взятым на каждой электростанции.

2.3.7. На электростанции должен вестись учет посуточного расхода газа, который является основанием для оплаты счетов поставщиков.

2.3.8. Акт-счет для расчета с поставщиками составляется в двух экземплярах по форме ТТ-12 (Приложение 13), один экземпляр передается поставщику, другой - в бухгалтерию для окончательного расчета.


2.4.Топливо, переадресованное с других предприятий


2.4.1. На электростанцию может поступать переадресованное топливо (ранее предназначенное другим предприятиям). Переадресовка топлива производится по указанию топливно-транспортной службы энергообъединения. В этом случае переоформление железнодорожных и других документов выполняет энергообъединение.

2.4.2. Организация, переадресовавшая топливо, обязана заранее поставить об этом в известность участвующие стороны (электростанции).

2.4.3. Электростанция (ТТЦ), получившая переадресованное топливо, в тот же день выписывает извещение о переадресовке по форме ТТ-8 (Приложение 14) в двух экземплярах, один из которых бухгалтерия направляет предприятию, которому ранее предназначалось топливо, другой остается в бухгалтерии. Извещение является основанием для расчетов за полученное топливо.

2.4.4. Приемка переадресованного топлива производится в обычном порядке (т.е. по форме ТТ-3, ТТ-4, ТТ-9), только в верхней части всех составляемых форм делается отметка: «Переадресованное топливо» (Приложение 14).


2.5. Нормы естественной убыли при перевозке


2.5.1. Нормы естественной убыли при перевозке применяются только в случае факта обнаружения недостачи поступившего топлива.

2.5.2. Под естественной убылью топлива понимаются потери (уменьшение массы при сохранении качества в пределах требований нормативных документов), являющиеся следствием воздействия метеорологических факторов и несовершенства существующих в настоящее время средств защиты топлива от потерь при перевозках.

2.5.3. Нормы естественной убыли – это предельно допустимые значения безвозвратных потерь топлива, происходящих при перевозках (Приложение 2).

2.5.4. Списание естественной убыли топлива (потерь) производится только за отчетный месяц на основании ведомости по форме ТТ-24 (обязательное Приложение 11).


2.6. Предъявление претензий поставщикам

и перевозчикам топлива


2.6.1. Предъявление претензии при обнаружении несоответствия по количеству, качеству топлива и других нарушений договора поставки является обязанностью потребителя (электростанций) в соответствии с действующим законодательством том случае, если потребитель (электростанция) заключает договора самостоятельно. Если договора заключает вышестоящее энергоуправление (предприятие, объединение и т.д.), электростанция обязана представить вышестоящей организации материалы для предъявления претензий. Претензионную работу ведет вышестоящая организация, от имени которой составлен договор.

2.6.2. Электростанция или вышестоящее энергообъединение, заключающее договора на поставку топлива, должны предъявить претензии поставщику и транспортной организации в случаях обнаружения расхождений в количестве и качестве поставляемого топлива.

2.6.3. Претензии к поставщику и перевозчикам топлива должны направляться электростанцией или вышестоящей организацией, заключающей договор на поставку, не позднее чем в месячный срок со дня поступления топлива. В такой же срок после получения претензии поставщик, перевозчик (грузоотправитель) обязан мотивированным письмом сообщить результаты ее рассмотрения получателю.

2.6.4. Электростанция или организация, от имени которой составлен договор, вправе предъявить иск в арбитражный суд в случае полного или частичного отказа в удовлетворении претензий или неполучения в срок ответа на претензию.

2.6.5. В соответствии с Положением о приемке товаров приемка по количеству и качеству /42/ производится с участием представителя поставщика или представителя общественности.

2.6.6. В качестве представителей общественности не должны привлекаться материально ответственные и подчиненные им лица, а также лица, связанные с учетом, хранением, приемкой и отпуском материальных ценностей, руководители предприятий и их заместители, работники ОТК, бухгалтерии, работники юридической службы, претензионной группы.

Представитель общественности может участвовать в приемке топлива по количеству не более двух раз в месяц, по качеству – участие не ограничено.

Представителю общественности, привлекаемому для участия в приемке, выдается заверенное печатью предприятия разовое удостоверение (Приложение 15) за подписью руководителя предприятия или его заместителя. Удостоверение выдается на право участия в приемке конкретной партии топлива. Выдача удостоверения на какой-либо период (декаду, месяц) не допускается. Для приемки продукции в выходные или праздничные дни удостоверение может быть выдано в последний предвыходной или предпраздничный день, на каждый день в отдельности без указания конкретной партии топлива.
Пример. Остатки топлива по данным инструментальной инвентаризации составили 10000 т. Погрешность инвентаризации ±50 т.

Вариант 1. Остатки топлива по данным документальной инвентаризации составили 10020 т. Поскольку расхождения по данным документальной инвентаризации (-20 т) не превышают абсолютной погрешности инвентаризации (±50 т), то за отчетные остатки топлива принимаются данные документальной инвентаризации, т.е. 10020 т.

Вариант 2. По данным документальной инвентаризации остатки топлива составили 9980 т. Поскольку расхождения между данными инвентаризации (+20 т) не превышают допустимой погрешности (± 50 т), то за отчетные остатки топлива принимаются данные документальной инвентаризации, т.е. 9980 т.

2.10.13. Если расхождение в остатках топлива по данным документальной и инструментальной инвентаризации имеет отрицательное значение и по абсолютному значению превышает погрешность инструментальной инвентаризации, то за отчетные остатки топлива принимается сумма результата инструментальной инвентаризации и абсолютного значения погрешности инструментального измерения.

Разность между отчетными остатками топлива на складе и результатом документальной инвентаризации соответствует недостаче топлива.

Пример. Остатки топлива по данным инструментальной инвентаризации составили 10000 т. Погрешность инструментальной инвентаризации ±50 т.

Остатки топлива по данным документальной инвентаризации составили 10080 т. Расхождение в результатах документальной и инструментальной инвентаризации по абсолютному значению (-80 т) превышает допустимое (±50 т). За отчетные остатки топлива на складах принимается сумма результата инструментальной инвентаризации (10000 т) и абсолютного значения ее погрешности ((±50 т), т.е. 10000+50= 10050 т. Недостача будет равна: 10050 – 10080 = -30 т.

Недостача топлива может быть целиком или полностью по выводам инвентаризационной комиссии отнесена:

- к расходу топлива на технологические нужды;

- списана на удорожание топли