Практические работы №№6-9

Практическая работа № 6 Понятие естественной убыли нефтепродуктов»

Естественная убыль нефтепродуктов – это потери (уменьшение массы при сохранении качества в пределах требований нормативных документов) нефтепродуктов, являющиеся следствием их физико-химических свойств, воздействия внешних факторов и несовершенных средств защиты нефтепродуктов от испарения и налипания, которые используются в настоящее время при хранении и отпуске, транспортировании, приеме.

Порядок применения норм естественной убыли нефтепродуктов при приеме, отпуске, хранении и транспортировании (утв. постановлением Госснаба СССР от 26 марта 1986 г. № 40) определяет, что к естественной убыли не относятся потери нефтепродуктов, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации и хранения, последствиями стихийных бедствий.

Норма естественной убыли – это величина потерь нефтепродуктов, не подлежащих возврату и возникающих при товарно-транспортных операциях вследствие сопровождающих их физико-химических процессов, а также потерь, возникающих при применении технологического оборудования (потерь от испарения через неплотности насосов, задвижек, технологического оборудования), а также потерь, которые образуются при налипании на внутренние стенки и оборудование резервуаров, транспортных средств и трубопроводов.

В нормы естественной убыли включаются потери нефтепродуктов, которые связаны с ремонтом резервуаров и трубопроводов и их зачисткой, потери при врезке лупингов и вставок, потери от хищений и потери в результате аварий, потери, вызванные стихийными бедствиями и их последствиями, а также потери при перекачках (как внутренних, так и внешних).

Списание недостачи собственных нефтепродуктов в пределах норм естественной убыли до установления факта недостачи запрещается.

Нефтепродукты, транспортируемые по магистральным нефтепродуктопроводам, в зависимости от физико-химических свойств разделены на 5 групп

Распределение нефтепродуктов по группам

Распределение нефтепродуктопроводов по климатическим поясам для применения норм естественной убыли нефтепродуктов

Естественная убыль нефтепродуктов при приемке в резервуары определяется умножением соответствующей нормы (см. табл.) на массу принятого нефтепродукта. Норма выбирается в зависимости от типа резервуара, в который закачивается нефтепродукт, времени года и климатического пояса.

Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме (закачке) в резервуары (в килограммах на 1 т принятого нефтепродукта)

Если при приеме невтепродуктов нефтесбытовой организацией от нефтеперерабатывающего завода, транспортной организации масса нефтепродуктов определяется по резервуару нефтесбытовой организации, то типовую норму естественной убыли при приеме в резервуар начисляет поставщик: нефтеперерабатывающий завод, транспортная организация.

Если при приеме нефтепродуктов нефтесбытовой организацией масса нефтепродуктов определяется по вместимости резервуара нефтеперабатывающего завода или транспортного средства то типовую норму естественной убыли при приеме в резервуар начисляет нефтесбытовая организация.

Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, транспортировании, хранении и отпуске на объектах магистральных нефтепродуктопроводов определяют, что если при приемке организация определяет массу нефтепродукта по своим резервуарам, то естественную убыль по нормам на прием начисляет поставщик.

Практическая работа №7 Порядок проведения инвентаризации на АЗС»

7.1. Инвентаризацию нефтепродуктов проводят с целью контроля их сохранности путем проверки фактического наличия и сопоставления с данными бухгалтерского учета для каждой марки и вида нефтепродукта в отдельности с детализацией ресурсов по собственным нефтепродуктам АО и сторонних заказчиков, а также для установления недостач или излишков, образовавшихся за межинвентаризационный период.

7.2. Инвентаризация проводится также в следующих случаях:

- при наличии дебаланса на магистральных нефтепродуктопроводах;

- при смене материально ответственных лиц, при этом инвентаризация проводится на день приемки - передачи дел;

- при установлении фактов диверсий, краж, ограблений, хищений или злоупотреблений, а также порчи (умышленной или неумышленной) немедленно по установлении таких фактов;

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

- в других случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации.

7.3. Инвентаризацию нефтепродуктов проводят на 6 часов московского времени первого числа каждого месяца, следующего за отчетным, руководствуясь Законом РФ "О бухгалтерском учете" N 129-ФЗ, нормативными актами, требованиями "Положения о бухгалтерском учете и отчетности в Российской Федерации", утв. Министерством финансов Российской Федерации от 26 декабря 1994 г. N 170, и "Инструкции о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефтепродуктов на нефтебазах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР", Москва, 1985 г., утв. Зам. председателя Госкомнефтепродукта СССР 15 августа 1985 г.

7.4. Для проведения инвентаризации приказом по АО и подразделению АО создаются постоянно действующие и рабочие инвентаризационные комиссии из числа работников организации (акционеров) при обязательном участии бухгалтера, возглавляемые руководителем организации или его заместителем (представителем руководства организации).

Руководитель и главный (старший) бухгалтер организации несут ответственность за правильное и своевременное проведение инвентаризации.

7.5. При проведении инвентаризации на всех объектах магистрального трубопровода необходимо:

- сверить показания часов;

- измерить уровни нефтепродуктов в закачиваемых и откачиваемых резервуарах одновременно на всем трубопроводе.

7.6. Перед началом инвентаризации нефтепродукты из ловушек должны быть откачаны в емкости, имеющие градуировочные таблицы.

7.7. Инвентаризацию проводят, как правило, без прекращения перекачки нефтепродуктов по магистральным трубопроводам, которые должны работать на постоянном режиме.

При проведении инвентаризации во время остановки перекачки нефтепродуктов необходимо закрыть все задвижки на нефтепродуктопроводе, в том числе и на отводах. Самотечные участки нефтепродуктопровода заполняются нефтепродуктом путем перекрытия задвижки на нижнем участке трубопровода.

Технологические трубопроводы должны быть полностью заполнены, контроль за их заполнением ведут с помощью воздушных кранов, установленных на возвышенных участках нефтепродуктопровода.

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

7.8. Линейная часть магистральных трубопроводов, ответвления и отводы, резервуары, технологические трубопроводы и технологическое оборудование должны находиться в исправном состоянии. Линейная часть и резервуары должны иметь градуировочные таблицы и другие нормативно - технические документы (паспорта на резервуары, технологический регламент и др.). На технологические трубопроводы необходимо иметь градуировочные таблицы, утвержденные главным инженером ЛПДС, ПС или наливного пункта. Технологические трубопроводы градуируются в соответствии с РД 112-РСФСР-023-89.

7.9. Массу нефтепродуктов при инвентаризации определяют:

- в резервуарах и других емкостях (железнодорожных цистернах, судах и др.);

- в линейной части магистрального нефтепродуктопровода, ответвлениях и отводах

- в технологических трубопроводах;

- в технологическом оборудовании (насосах и их обвязке, фильтрах, отстойниках, емкостях для утечек, запорной арматуре и пр.).

7.10. Определение массы нефтепродуктов в емкостях производят в соответствии с разделом 4 настоящей Инструкции.

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

7.12. Массу нефтепродуктов в резервуаре при инвентаризации определяют первоначально в отключенных резервуарах, затем в установленное время проведения инвентаризации - в работающих.

7.13. Если на момент инвентаризации производят налив из резервуаров в транспортные средства, массу нефтепродукта определяют по резервуару до начала налива в транспортные средства.

Нефтепродукт, подготовленный к отгрузке железнодорожным, водным или другими видами транспорта, но не оформленный отгрузочными документами по состоянию на 6 часов московского времени 1-го числа, учитывают в остатках.

Нефтепродукт, оформленный к этому времени отгрузочными документами, учитывается заказчиком (владельцем) в остатках как нефтепродукт, находящийся в пути, в составе товарных остатков.

Исполнитель о каждой проведенной отгрузке по телеграфу (факсу) извещает заказчика (владельца) о массе отгруженного нефтепродукта с указанием даты отгрузки и номеров отгрузочных документов.

Грузополучатель уведомляет заказчика (владельца) о готовности к приему нефтепродукта. В случае отгрузки с наливных пунктов отделение железной дороги грузополучателя дает подтверждение в отделение железной дороги грузоотправителя.

7.14. При инвентаризации и в других необходимых случаях определяют остаток нефтепродуктов в резервуарах. Остаток нефтепродуктов включает в себя минимально допустимый, технологический и товарный остаток.

7.15. Величины норм минимально допустимого и технологического остатков определяются в соответствии с технологическими картами по эксплуатации резервуаров.

Расчет и утверждение норм минимально допустимых и технологических остатков нефтепродуктов в резервуарных парках МНПП и НС производится 1 раз в год.

7.16. Для определения товарных остатков из величины фактического остатка нефтепродукта в резервуарах следует вычесть величины минимально допустимого и технологического остатков.

Объем товарных остатков определяется по каждому виду (марке) нефтепродуктов.

7.17. При инвентаризации нефтепродуктов в резервуарах, находящихся в режиме хранения, качество нефтепродуктов определяют по пробам, отобранным до момента инвентаризации, но не более чем за трое суток до момента инвентаризации.

7.18. Для определения плотности нефтепродуктов проводят отбор проб по ГОСТ 2517-85 на момент инвентаризации.

7.19. Среднюю температуру нефтепродукта определяют во время измерения уровня нефтепродукта в резервуаре или в другой емкости.

7.20. Массу нефтепродукта в линейной части трубопровода, отводах и ответвлениях, технологических трубопроводах определяют в соответствии с разделом 6 настоящей Инструкции.

7.21. Массу нефтепродуктов, находящихся в технологическом оборудовании, определяют исходя из геометрической вместимости конкретного оборудования и плотности нефтепродуктов.

7.22. Фактическое наличие нефтепродукта на 1 число каждого месяца отражается в актах инвентаризации или в инвентаризационных описях. Инвентаризационные описи составляются в трех экземплярах. Один экземпляр описи остается на объекте, а два других экземпляра в день составления передают в АО.

7.23. По результатам инвентаризации каждое АО составляет сводную ведомость по форме Приложения 29.

7.24. Для выявления результатов инвентаризации нефтепродуктов бухгалтерия совместно с ТТО или ТТС АО составляет сличительные ведомости в срок не более 5 дней после снятия натурных остатков.

7.25. Инвентаризационная комиссия рассматривает результаты проведенной инвентаризации и свои замечания, предложения и решения отражает в протоколе инвентаризации, который утверждает руководитель организации не позднее 10 дней после окончания инвентаризации. Для акционированных организаций результаты работы инвентаризационных комиссий могут быть вынесены для обсуждения на общем собрании акционеров.

7.26. На продукт, принадлежащий заказчикам, начисляют потери в пределах норм естественной убыли, что оговаривается в договорах. Потери нефтепродуктов, принадлежащих организациям АК "Транснефтепродукт", в пределах норм естественной убыли списываются распоряжением руководителя предприятия на издержки обращения только после установления факта недостачи.

7.27. Если разница между массой нефтепродуктов, определенной при инвентаризации, и массой нефтепродуктов, определенной по данным бухгалтерского учета (за минусом убыли в пределах установленных норм), находится в пределах погрешности измерения, установленной ГОСТ 26976-86, то эта разница не учитывается, а за основу принимаются данные бухгалтерского учета. В случае если указанная разница превышает установленные погрешности измерения, то данное превышение взыскивается с материально ответственных лиц (при недостаче) или приходуется (при излишке).

При этом установленные ГОСТ 26976-86 предельные нормы погрешности могут применяться только по отношению к фактическому остатку нефтепродуктов, измеренному в резервуарах при инвентаризации.

Запрещается списание нефтепродуктов на погрешность средств и методов измерений.

7.28. При сдаче нефтепродуктов по отводам на ПОН и выявлении дебаланса должен быть обеспечен доступ для организации внезапных и внеплановых проверок.

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

7.29. Недостачи нефтепродуктов сверх норм естественной убыли, потери от порчи, диверсий и хищений, когда конкретные виновники не установлены, списываются в установленном порядке в соответствии с действующим порядком налогообложения на результаты финансовой деятельности организации в соответствии с Законом РФ "О бухгалтерском учете" от 21 ноября 1996 г. N 129-ФЗ.

В документах, предъявляемых для оформления списания недостач нефтепродуктов, должны быть указаны меры, принятые по предотвращению таких недостач и потерь.

Практическая работа №8 Определение октанового числа бензина»

Основные понятия

Октановым числом (ОЧ) бензина называется показатель его детонационной стойкости, численно равный процентному (по объему) содержанию изооктана в такой смеси с нормальным гептаном, который при стандартных условиях испытания в специальном двигателе детонирует так же, как и испытуемый бензин.

Детонация - это процесс когда степень сжатия в цилиндре двигателя становится больше допустимой, и при этом скорость сгорания рабочей смеси резко возрастает и достигает больше 2000 м/с.

Степень сжатия ɛ - это отношение полного объема к объему камеры сгорания, т. е. безразмерная величина, которая показывает, во сколько раз сжимается рабочая смесь, поступившая в полный цилиндр, когда поршень находится в нижней мертвой точке (НМТ), к тому положению поршня, когда он будет в верхней мертвой точке (ВМТ).

Средняя величина степени сжатия зависит:

от числа оборотов коленчатого вала;

размеров цилиндра;

интенсивности охлаждения;

формы камеры сгорания;

конструктивных особенностей двигателя.

В карбюраторных двигателях степень сжатия ɛ _кар должна быть такой, чтобы температура рабочей смеси в конце сжатия не была больше температуры самовоспламенения бензина.

Степень сжатия воздуха в дизельных двигателях ɛ _д должна быть такой, чтобы температура сжимаемого воздуха в цилиндре была больше температуры самовоспламенения дизельного топлива.

Для определения октановых чисел автомобильных бензинов применяют моторный метод с использованием установки ИТ-9-2.

Конструкция моторной установки ит-9-2

Установка состоит из следующих основных частей (рис. 1):

• одноцилиндрового четырехтактного карбюраторного двигателя с переменной степенью сжатия (ɛ = 4-10);

• электрода переменного тока, соединенного ременной передачей с маховиком двигателя, служащего для пуска и стабилизации числа оборотов установки;

• генератора постоянного тока на 110 В, предназначенного для питания приборов;

• конденсационного бачка системы охлаждения со змеевиком, охлаждаемой проточной водой, проходящей через головку блока и стенки цилиндра;

• электромеханического датчика детонации с нагревательной спиралью и термоэлементом в ней, получающего питание от генератора постоянного тока;

• магнето для осуществления зажигания бензовоздушной смеси, на щитке которого есть указатель угла опережения зажигания с неоновой лампой, так как при изменении степени сжатия автоматически изменяется угол опережения зажигания;

• пульта управления с указателем оценки интенсивности детонации и другими приборами, а также с ручками управления;

• системы смазки (принудительная). Масло марки МС-20 подается из картера через масляный фильтр;

• карбюратора с тремя поплавковыми камерами в виде бачков с бензином, жиклерами и распылителем.

Принцип действия моторной установки ИТ-9-2

Измерение степени сжатия осуществляется путем перемещения цилиндра, изготовленного за одно целое с головкой, в вертикальном направлении. В результате этого изменяется объем камеры сгорания, а, следовательно, и степень сжатия.

Изменение положения цилиндра производят с помощью червячной передачи, приводимой в действие рукояткой. Величину степени сжатия замеряют специальным микрометром.

Поплавковые камеры вместе с бачками можно поднимать или опускать с помощью микрометрических винтов. Это позволяетизменять состав горючей смеси: при подъеме бачка смесь обогащается, а при опускании обедняется. Изменяя таким образом состав смеси, добиваются максимума интенсивности детонации.

Рис. 1. Схема установки ИТ-9-2: 1 - картер; 2 - поршень; 3 - поршни-противовесы; 4 - маслонасос; 5 - элекгроподогреватель масла; 6 - маховик; 7 - червячный механизм передвижения цилиндра; 8 -рукоятка червячного механизма передвижения; 9 - магнето; 10-диффузор и жиклер карбюратора; 11 - трехходовой кран; 12 -топливный бачок; 13 - воздушный бачок с электроподогревателем воздуха; 14- электроподогреватель топливовоздушной смеси; 15 -конденсационный бачок системы охлаждения; 16 - выпускная труба

Трехходовый кран позволяет питать карбюратор топливом из любого бачка. Детонационное сгорание в двигателе возникает в результате предпламенных окислительных процессов в несгоревшей части смеси. Скорость развития этих процессов зависит от режима работы двигателя.

Интенсивность детонации в двигателе замеряют с помощью элект­ромеханического датчика. В систему замера также входят:

генератор постоянного тока;

компенсационный мостик с реостатами;

тепловой элемент и указатель детонации (рис. 2).

Датчик детонации состоит из полого цилиндра, ввертываемого в головку двигателя, с находящимся внутри стальным стержнем. Нижний конец стержня опирается на стальную упругую мембрану толщиной 0,35 мм, зажатую в корпусе монтажной гайкой, а над верхним концом расположены пластинчатые электроконтакты.

Рис. 2. Принципиальная схема приборов для регистрации интенсивности детонации: 1 - головка двигателя; 2 - мембрана; 3 - стержень; 4 - корпус датчика детонации; 5 - верхний контакт; 6 - нижний контакт; 7 - генератор постоянного тока; 8 - теплоэлемент с нагревательной спиралью; 9 -термопара; 10 - указатель детонации

Для карбюраторных двигателей ɛ = 6-10; для дизельных ɛ = 17-22.

Опережение зажигания

В цилиндрах работающего двигателя до начала рабочего хода рабочая смесь должна сгореть полностью, т. е. рабочий ход должен начаться в тот момент, когда днище поршня будет находиться в ВМТ. В силу этого, когда давление сгоревших газов используется полностью с начала рабочего хода поршня, мощность двигателя возрастает до максимальной.

Для достижения этой цели необходимо воспламенять рабочую смесь при такте сжатия тогда, когда поршень до ВМТ еще не доходит на такое расстояние, за время прохождения которого произойдет полное сгорание рабочей смеси с образованием расширяющихся газов.

Этот недовод поршня до ВМТ в момент воспламенения рабочей смеси искровым разрядом называется опережением зажигания и наглядно измеряется углом φ между кривошипом и центральной осью движения поршня в цилиндре (рис. 3).

Рис.3 Схема оптимального угла опережения зажигания

Этот угол φ называется углом опережения зажигания, и зависит от следующих параметров: φ = f(n, Р, υ _сг),

где n - частота вращения коленчатого вала; Р - нагрузка на двигатель; υ_сг - скорость сгорания горючей смеси.

Чем больше угол опережения зажигания, тем больше детонация, так как скорость сгорания рабочей смеси низкая. Чем меньше угол опережения зажигания, тем детонация меньше так как скорость сгорания рабочей смеси высокая.

Сущность определения октанового числа заключается в сравнении детонационной стойкости испытуемого бензина с детонационной стойкостью эталонных топлив с известным октановым числом на моторной установке ИТ-9-2.

Первичными эталонами являются:

изооктан (С₈Н₁₈ - триметилпентан) с октановым числом, равным 100; нормальный гептан (С₇Н₁₆) с октановым числом, равным 0.

Для текущей работы обычно используются вторичные, более дешевые, эталоны:

технический эталонный изооктан (ОЧ= 98 ÷ 99);

эталонный бензин Б-70 (ОЧ≈ 70);

эталонный уайт-спирит (ОЧ ≈22-27).

Принцип действия датчика детонации

При нормальном сгорании давление, возникающее в цилиндре двигателя, не в состоянии преодолеть упругость мембраны датчика детонации и вызвать ее колебание. Цепь тока, вырабатываемого генератором, будет все время разомкнута, и стрелка указателя детонации (УД) будет неподвижна.

При детонации стальная мембрана под действием детонационных волн прогибается, стержень движется вверх, замыкает контакты пластичных пружин, через которые начинает протекать электрический ток, поступающий через дополнительные сопротивления в спираль теплового элемента. Спираль нагревает трубу с расположенной внутри нее термопарой (табл. 1).

Таблица 1- Рабочий режим моторной установки ИТ-9-2 при определении октановых чисел бензина по моторному методу

Чем выше будет интенсивность детонации, тем больше времени контакты пластичных пружин будут находиться в замкнутом состоянии. Следовательно, электрический ток через спираль будет проходить по времени дольше, и температура нагрева спирали будет возрастать. Чем выше будет нагрев термопары, находящейся внутри спирали, тем меньше будет ее сопротивление, поэтому электродвижущая сила в ней будет возрастать. От этого стрелка указателя детонации отклонится на больший угол от своего неподвижного состояния. Указатель детонации представляет собой обычный гальванометр, шкала которого градуирована на 100 равных безразмерных делений.

Практическая работа №9 Отпуск расфасованных нефтепродуктов»

9. Нефтепродукты, расфасованные в мелкую тару, должны транспортироваться в упаковке.

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

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

12.Отработанные нефтепродукты принимаются на АЗС без анализа. Слитые из картера двигателя непосредственно на станции отработанные масла принимаются как моторные (ММО), все прочие нефтепродукты - как смешанные (СНО).

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

1.3 Хранение нефтепродуктов

1.Нефтепродукты на АЗС хранятся в подземных и наземных металлических резервуарах и таре.

2.Все изменения в расположении резервуаров, колонок, трубопроводов и арматуры должны производиться в соответствии с документацией, утвержденной главным инженером предприятия, которому подчиняется АЗС, и вноситься в технологическую схему АЗС.

3. Уровень масла в заполненном резервуаре при подогреве должен поддерживаться на 150-200 мм ниже предельного.

4.Хранение легковоспламеняющихся жидкостей в мелкой расфасовке разрешается в количестве, необходимом для пятисуточной продажи, за исключением тормозной жидкости, запасы которой в торговом зале не должны превышать 20 бутылок.

5.Начальник или оператор АЗС должен ежедневно осматривать склады, проверяя состояние тары и упаковки.

6.Технические средства сбора отработанных нефтепродуктов должны обеспечивать их сохранность при хранении, транспортировке и приемо-сдаточных операциях.

Принятые отработанные нефтепродукты допускается хранить в любых маркированных и градуированных резервуарах, а также в бочках и бидонах.

1.4 Отпуск нефтепродуктов

1.Расфасованные в мелкую тару нефтепродукты выставляют в витрине для ознакомления потребителей с ассортиментом, ценой отпускает их оператор АЗС.

2.Оператор, отпускающий нефтепродукт, обязан:

следить за исправностью и нормальной работой колонок;

требовать от водителя заправляемого транспорта наблюдения за ходом заправки, не допуская переливов нефтепродуктов и нарушения правил пожарной безопасности на АЗС;

проверять наличие и исправность пломб по схеме, указанной в формуляре данной колонки;

поддерживать чистоту на территории и внутри помещения АЗС.

3.Проверка топливораздаточных колонок.

4.Топливо из образцового мерника при ежесменной проверке точности работы топливораздаточной колонки необходимо сливать в бак владельца автотранспортного средства, предварительно получив его согласие на слив, при этом заполнение мерника и проверка дозы осуществляются в присутствии водителя заправляемого автомобиля. Бензин из мерника, недолитого на величину, превышающую допустимого погрешность колонки, в бак автотранспортного не сливается. Колонку необходимо отключить и отрегулировать. Бензин из недолитого мерника следует слить в резервуар, оформив это актом с указанием причины и показаний счетчика колонки.

О результатах государственной поверки делают запись в паспорте и журнале учета ремонта оборудования.

5.Отпуск нефтепродуктов через колонку с погрешностями запрещается.

6.Весь автотранспорт заправляется нефтепродуктами в порядке очереди, за исключением автомобилей специального назначения (автомобили пожарной охраны, милиции, скорой помощи, хлебные и молочные, снегоуборочные, связи; автомобили, занятые междугородными перевозками грузов, рейсовые маршрутные автобусы), а также индивидуальных автомобилей инвалидов труда, участников войны. Автомобили, перевозящие скоропортящиеся продукты, заправляются вне очереди без ограничения.

7.Директор предприятия несет ответственность за бесперебойное обеспечение АЗС необходимым ассортиментом нефтепродуктов.

Начальник, мастер или старший оператор АЗС несут ответственность за своевременное представление заявок на завоз нефтепродуктов на АЗС.

8.Отпускать бензин в полиэтиленовые канистры и стеклянную тару запрещается.

9.Расчет за отпущенный нефтепродукт должен осуществляться через кассовый аппарат с выдачей чека, в котором указывается стоимость и количество нефтепродукта.

Используемые кассовые аппараты должны быть зарегистрированы в налоговой инспекции.