Современные системы классификации

3.1.6. Современные системы классификации.

Современные системы классификации могут строиться по трем принципам : иерархическому, фасетному и смешанному.

Иерархический принцип лежит в основе построения ОКП и ГС. Его суть в том, что классификаторы начинают построение с вершины пирамиды. На вершине наиболее большой главный признак для используемой номенклатуры товаров, подчиняющихся этому признаку. Дальнейшая детализация особенностей товаров осуществляется на нижестоящих уровнях. На разных уровнях могут встречаться признаки уже бывшие ранее на других уровнях. Характерной особенностью иерархического принципа является то, что на каждой ступени может быть использован только один признак, но несколько раз на разных уровнях классификационной модели.

3.2. Общероссийский классификатор продукции (ОКП).

Он был создан в СССР. Его создание продолжалось несколько десятилетий и продолжается до сих пор. Необходимость создания ОКП во время СССР была продиктована задачами планового управления народным хозяйством с рядом сопутствующих задач, таких как создание для всей отрасли единообразного классификатора.

ОКП создан на иерархической схеме. На общегосударственном уровне была разработана пятиступенчатая система “Высших классификационных группировок”. В задачу ВКГ входит классификация продукции от высших уровней (отраслевых) до уровня вида, не затрагивая внутривидовой уровень(ТСР). В свою очередь отрасли или министерства поручали разрабатывать ТСР предприятиям страны. Окончательная разработка не завершена и никогда не будет завершена.

При создании ОКП на уровне высших группировок была принята следующая группировка : класс, подкласс, группа, подгруппа, вид.

Используется арабская смешанная система. На уровне классов сотенная --2 цифры, а подкласс, группа, подгруппа, вид - десятичная - 1 цифра.

ОКП - многотомное издание . Конкретные работы начинаются с отраслевой принадлежности товаров, то есть с определения класса. Практически всегда используя ОКП, можно определить состоящий из 6 цифр.

При создании ОКП были использованы следующие принципы: на одном уровне можно использовать только один признак , что обеспечивает единообразие толкования классификации ; возможность резервирования.

Большинство видов товаров , как правило, достаточно детально могут быть классифицированы 10-ю цифрами, но иногда достаточно 5 цифр. В таком случае неиспользованные в классификации группировки ВКГ заполняются нулями.

______ 3.3. Пример кодирования .

1. Класс 11. Нефть сырая и газ, услуги по их добыче , кроме изыскательных работ (1 1 0 0 0 0 0 )

2.Подкласс 1 Нефть сырая и природный газ ( 1 1 1 0 0 0 0 )

3.Группа 1 Нефть сырая (1 1 1 1 0 0 0 )

4.Подгруппа 1 Нефть сырая необработанная ( 1111100 – 1111132)

5.Вид 1 Нефть сырая, обезвоженная и обессоленная

(1111210-1111320 )

6.Подвид 1 Нефть сырая добытая, материковая и прочая

( 1111131)

______ 3.4.1. Гармонизированная система.

Гармонизированная система имеет номенклатуру , которая по своей сути является классификацией. Созданию гармонизированной системы и номенклатуры гармонизированной системы способствовало развитие мировой торговли. В начале века возникла необходимость в единой международной классификации для решения задач, аналогичным задачам ОКП.

Решение задач по созданию гармонизированной системы началось после первой мировой войны в Лиге наций.

Целями гармонизированной системы являются :

1. Способствовать развитию международной торговли.

2. Укрепление сбора и анализа статистических данных в области международной торговли.

Таким образом с 01.01.1985 года гармонизированная система и ее номенклатура стали официальным международными документами, после того как конвенцию ратифицировали 40 стран.

В отличие от ОКП при построении номенклатуры гармонизированной системы используются смешанные принципы: иерархический и фасета. на каждом уровне только один признак конкретизации. От более общего к конкретизации. Использование фасета позволяет создать более гибкую структуру, но в тоже время затрудняет работу НГС.

В НГС товары различаются по двум основным принципам : материалы из которых товар сделан и функции товаров.

______ 3.4.2. Структура гармонизированной системы.

По иерархическому принципу нижестоящие признаки подчиняются вышестоящим, по фасетному - внуриклассификационные группировки. С целью обеспечения удобства работы пользователей создаются детальные примечания по всем групировкам. Их цель - получение возможности определения рзмера внутривидовой группировки.

Уровни :

1. Раздел

2. Группа

3. Подгруппа

4. Товарная позиция

5. Товарная подпозиция

6. Товарная субпозиция.

Этот 6-ти уровневый классификатор является базой НГС. При создании разделов используются следующие признаки : происхождение, материалы, назначение, химические свойства, значение товара в мировой торговле. При создании группировок заложен принцип последовательной обработки товаров от сырья и полуфабрикатов до готовых изделий. При товарной позиции и субпозиции к каждой группировке может применяться собственная последовательность признаков, но чаще всего : степень обработки, назначение, вид материала, значение товара в мировой торговле.

_______

3.4.3. Кодировка в ГНС.

Первое отличие от ОКП в том, что при кодировании в НГС используются два вида символики : при кодировании разделов - римская, а остальных - арабская.

При это коды разделов и подразделов , использующих римские символы никаких взаимосвязей между собой не имеют.

Для товарной подпозиции цифровой код вообще не предусмотрен и не используется. “Дефис” используется для дальнейшей конкретизации и детализации.

Римская символика в международной части кода НГС не учитывается. Оставшиеся для кодирования арабские символы в группировках используют сотенную систему кодирования, при этом после каждой группы из двух цифр ставится точка. Для установки единой системы разрядности меду частями цифрового кода принято дополнять цифрой “0” коды тех классификационных группировок, которые в дальнейшем детализируются.

В мировой практике в некоторых структурах классификация и кодирование осуществляется до 14 знаков. В НГС заложены больщие возможности резервирования , благодаря использованию римских цифровых кодов.

3.5. Пример кодирования товаров на основе нефтепродуктов.

Раздел

Группа

Глава4. Потребительские свойства нефти

 

Нефть , получаемая непосредственно из скважин , называется серой . В различных областях народного хозяйства применяются как сырая нефть , так и различные продукты , получаемые из нее в результате переработки.

В процессе первичной переработке сырую нефть очищают от пластовой воды , примеси неорганических веществ и других. Затем очищенную нефть подвергают прямой перегонке на современных установках. На первом этапе перегонка осуществляется в условиях атмосферного давления. При нагревании нефти до 250 градусов выкипают углеводороды, относящиеся к бензиновой и лигроиновой фракциям. В пределах температур 250-315 градусов выделяются керосино-газолийные фракции, а при 300-350 градусах - масляная (соляровая) фракция . Остаток называется мазутом.

Мазут долго считался бесполезным отходом перегонки нефти. Затем его стали использовать как топливо. А позднее из него путем дальнейшей перегонки научились извлекать бензиновые, керосиновые и масляные фракции.

Методы переработки тяжелых остатков перегонки нефти развивались и совершенствовались по мере расширения спроса на керосин , бензин и другие нефтепродукты.

По мере бурного развития автомобилестроения во всем мире быстро возрастал спрос на бензин. То количество бензина , которое получали простой перегонкой, уже не удовлетворяло потребности в нем. В сырой нефти содержание бензиновых фракций невелико, всего 10-15%. Поэтому ученые исследовали возможность получения дополнительного бензина из мазута. Этот способ получил название термический крекинг. Благодаря ему 60 % бензина добывается из мазута.

Моторное топливо карбюраторных двигателей внутреннего сгорания испытывает детонацию в процессе сгорания. Это чрезвычайно быстрый, приближающийся к взрыву процесс горения топливной смеси, нарушающий нормальную работу мотора. Стойкость бензинов к детонации принято оценивать октановым числом.

Обычно автомобильный бензин, получаемый при прямой перегонке нефти, обладает невысокими антиденотационными свойствами. Его октановое число составляет 60-70. Для улучшения антиденотационных свойств бензинов прямой перегонки их перерабатывают в условиях каталитического крекинга.

Существует еще много способов переработки нефти и получения из нее продуктов потребления. Природный газ выходящий на поверхность вместе с нефтью тоже подвергается переработке и из него извлекаются пары бензина.

Все продукты , полученные из сырой нефти разделяются на две группы: направляемые на непосредственное потребление (бензин, керосин, дизельное топливо, масла, котельно-печное топливо и т.д.) и используемые как сырье для нефтехимии ( направляются на дальнейшую переработку).

Роль нефти и природного газа в качестве исходного сырья для химической промышленности уникальна. В настоящее время более трети объема продукции мировой химической промышленности вырабатывается из нефтегазового сырья. На основе нефтяных углеводородов возникло производство синтетического каучука, этилового спирта, пластмасс, синтетических волокон и др. материалов.

Полимеры различных углеводородов (полиамиды, полиэфиры, поливинлы, полиолефины) используются для производства различных синтетических волокон - капрона, нейлона, лавсана и т.д. Исходными продуктами для производства синтетических волокон являются бензол, циклогексан, фенол и непредельные газообразные углеводороды.

Путем окисления парафиновых углеводородов получают целый ряд важных продуктов : высшие спирты , синтетические жирные кислоты, формальдегид, метанол, уксусную кислоту, ацетон и другие.

Значительное количество продуктов получается в результате реакций хлорирования и нитрирования низших парафиновых углеводородов (взрывчатые вещества, хлороформ хлористый метил и т. д.)

В результате химической переработки получают неорганические продуты : водород, серу и серную кислоту. Водород - исходное вещество для получения аммиака. Из аммиака получают в свою очередь получают углекислый аммоний и т.д. Этот список продуктов, которых можно получить при переработке нефти - бесконечен.

Глава 5. География нефти

В 1992 г. до начала процесса приватизации около 95% российской нефти добывалось в двух нефтеносных регионах. На долю Западной Сибири приходилось около 70% и Волго-Уральского региона - примерно 25%.Тимано-Печерская провинция, Северный Кавказ, Сахалин и Калининградская область в совокупности обеспечивали примерно 5% нефтедобычи страны.

Западная Сибирь. В 1961 году были открыты Мегионское и Усть-Балыкское нефтяные месторождения, что подтвердило верность прогнозов относительно богатейших запасов углеводородного сырья в Западной Сибири. За период с 1961 по 1964 гг. открыли еще 27 месторождений, причем 1964 год считается началом промышленного освоения Тюменской нефти. К 1965 г. был веден в эксплуатацию первый магистральный нефтепровод Шаим-Тюмень, а в 1967 г. - трубопровод, связывающий Усть-Балык и Омск.

 В 1970 г. объем нефтедобычи в Западной Сибири составлял уже 31.4 млн. тонн., что вывело ее на третье место среди нефтяных регионов России. В тот период добычу нефти осуществляли нефтепромысловые управления (НПУ) Юганскнефть, Сургутнефть, Мегионнефть, Правдинскнефть, Шаимнефть, Нижневартовскнефть и Томскнефть.

За период с 1970 по 1975 гг. объемы добычи нефти выросли более чем в 4 раза и достигли 148 млн. тонн., причем на долю Тюменской области приходилось 141.4 млн. тонн. Активно разрабатывалось Самотлорское месторождение, открытое в 1965 г. обеспечивая стабильный ежегодный прирост объемов добычи. К 1975 г. Западная Сибирь давала примерно 30% всей нефти СССР. В этот период расцвета советской нефтяной промышленности было открыто 22 новых месторождения, в том числе такие гиганты как Федоровское, Когалымское, Холмогорское и др. В 1973 г. было завершено строительства нефтепровода Самотлор-Тюмень-Альметьевск, что позволило доставлять тюменскую нефть в центральные районы страны и экспортировать ее по нефтепроводу "Дружба". К 1980 г. ежегодный объем добычи нефти в Западной Сибири возрос до 312.6 млн. тонн, что составляло около 50% всей нефтедобычи Советского Союза, а максимальный объем добычи на Самотлоре составил в начале восьмидесятых годов около 140 млн. тонн в год.

Волго-Уральский район. В годы первых пятилеток в Волго-Уральском районе были открыты Бугурусланское, Краснокамское, Сызранское и Туймазинское нефтяные месторождения. Советское правительство поставило задачу создания там "второго Баку". В 1932 г. запасы нефти были обнаружены в Ишимбаевском районе Башкирии, и к 1937 г. эта республика давала до 1 млн. тонн в год. В годы войны заводы нефтепромыслового оборудования были эвакуированы из Баку в Волго-Уральский район, что развило и укрепило его промышленную базу.

Первые промышленные запасы нефти в Татарии были обнаружены в 1943 г. В 1948 г. было открыто гигантское Ромашкинское месторождение, а всего за период с 1943 по 1950 гг. было открыто более 20 нефтяных месторождений. К 1960 г. Татария вышла на первое место среди нефтедобывающих регионов Советского Союза - на ее долю приходилось 42.8 млн. тонн из общего объема 147.8 млн. тонн. Максимум добычи был достигнут в 1975 г. и составил 103.7 млн. тонн, после чего начался спад. В 1993 г., когда Татария отмечала 50-летний юбилей своей нефтяной промышленности, объемы добычи нефти составили всего 25.2 млн. тонн.

Из прочих промысловых районов следует отметить перспективные на сегодняшний день Тимано-Печерскую нефтегазоносную провинцию, Северный Кавказ и особенно Каспийский шельф

Нефть из одного региона сильно отличается по качеству от нефти из другого региона. Например, каспийские месторождения содержат глубоко залегающую нефть и являются 3 % от всего мирового запаса нефти, но на их разработку потребуется 8-10 % мировых капиталовложений в разработку нефти. Следовательно, разрабатывать эти месторождения сейчас невыгодно. Далее рассмотрим коммерческую рентабельность транспортировки нефти и какие проекты выгодны для инвесторов.

Глава 6 : Коммерческая рентабельность транспортировки нефти.

В числе приоритетных направлений развития инфраструктуры нефтяной промышленности, от которых во многом будет зависеть состояние экономики отрасли (да и страны в целом) в тот период, когда извлечение нефти на новых месторождениях достигнет десятков миллионов тонн в год, может выть названа проблема создания разветвленной сети трубопроводного транспорта - нефте-,газоконденсатопродуктопроводов.

НЕФТЕГАЗОВЫЕ месторождения Казахстана уже связаны нефте,-газопроводами различной протяженностью с объектами переработки сырья в РФ (гг. Орск, Оренбург, Самара), непосредственно в Казахстане (гг. Атырау, Актау, Жана-Узень). Однако все эти магистральные сооружения функционируют уже достаточно длительное время и, кроме как снабжение действующих мощностей отмеченных заводов нефтью и газом никаких других функций не несут. Более того, в перспективном периоде совершенно не предусматривается их использование в качестве артерий, имеющих экспортное направление.

Республикой совместно с другими государствами прорабатывается множество вариантов, касающихся "переброски" сырья Прикаспийского региона по различным маршрутам. Каждый из них имеет свои особенности экономического, социального, политического характера, что обусловливает необходимость проведения тщательного экспертного анализа всех сторон выдвигаемых проектов.

С экономической точки зрения кроме строительства самого нефтепровода потребуется вложить дополнительно огромные финансовые ресурсы в создание необходимой инфраструктуры: терминалы по приему и перекачке нефти в Баку и Актау, формирование танкерного флота для транспортировки сырья с восточного побережья Каспия на западное. К примеру скажем, что по некоторым оценкам ориентировочная стоимость строительства выносного точечного причала вблизи г. Новороссийска составляет 640 млн долларов.

И еще одно обстоятельство, требующее проведения детальной коммерческой проработки. Относится оно к распределению доли участия каждого партнера, вступившего в договорные отношения по этому проекту. Если турецкая сторона будет полностью финансировать строительство нефтепровода из Грузии до терминала в Средиземном море, то она становится фактическим хозяином сооружения со всеми вытекающими отсюда экономическими, политическими, социальными и другими последствиями. В конечном итоге, рассматривая такую возможность транспортировки каспийской нефти в перспективе, следует ответить уже сейчас на многочисленные вопросы, в том числе и на такой: насколько выгодно будет экспортировать углеводороды в этом направлении, учитывая большие издержки при их добыче и транспорте через море.

Предупреждение об ограничении прохода танкеров через Босфор заставило членов КТК искать пути выхода из ситуации, которая способна в самое ближайшее время повлиять на экспортные возможности государств, входящих в его состав. Наиболее реальным вариантом представляется направление потоков сырья по трассе: экспортный нефтепровод до Новороссийска, далее танкерами через Черное море в болгарский порт Бургас, а затем по вновь построенной трехсоткилометровой трассе до греческого порта Александруполис. Стоимость проекта, по мнению экспертов, будет примерно в 10 раз меньше турецкого направления. К тому же в этом случае принимается в расчет фактор политической-стабильности по всей территории трассы, достаточно приемлемые технические решения и возможность экспортирования больших объемов сырья.

Окончательный выбор конкретного проекта и принятие решений на правительственном уровне зависят теперь от того, насколько беспристрастно с позиции экономической оценки будет произведена экспертиза всех разделов технико-экономических обоснований.

ЕЩЕ ОДИН вариант экспорта каспийской нефти из Казахстана предлагается иранской стороной. Он предполагает направить поток нефти от месторождения Тенгиз до порта Актау, далее танкерами через Каспийское море в иранский порт Рашти, а затем по нефтепроводу, протяженностью более 1500 км, к терминалам, расположенным на острове Хари в Персидском заливе. По ряду соображений проект не относится к числу привлекательных для государств Каспийского бассейна, и прежде всего по той причине, что Персидский залив является регионом сосредоточения огромных по объему запасов углеводородного сырья. Достаточно сказать, что к текущему моменту государства, расположенные вблизи от него, обладают примерно двумя третями мировых запасов нефти, обеспечивающими им суммарную годовую добычу в 900 млн тонн.

Вполне понятно, что на фоне такого мощного экспортного потенциала 10 20 млн тонн казахстанской нефти, экспортируемой по иранскому варианту, не смогут составить серьезную конкуренцию.

Пока идея строительства трансазиатского нефтепровода витает в воздухе, уже предприняты реальные шаги для сооружения транспортной артерии Западный Казахстан Синьцзян-Уйгурский Автономный Район протяженностью 3 тыс. км и стоимостью примерно 3,5 млрд долларов, где она соединится с китайской трубопроводной системой. Важность такого проекта для Китая очевидна. На нефтеперерабатывающем заводе в г. Урумчи, выпускающем в настоящее время автомобильный бензин, дизельное топливо, кокс и некоторые другие продукты, в планах развития заложено производство полистирола, пластических масс, синтетических материалов, удобрений. Поступление казахстанской нефти позволит ввести в действие весь технологический цикл на проектируемую мощность, выпускать сотни видов полимерной продукции и экспортировать ее, возможно, и в Казахстан, с достаточно высокой коммерческой выгодой. Следовательно, и этот казахстанский рынок будет контролироваться китайскими компаниями в ущерб непосредственно своему производству. При этом Китаем будет зарезервирован значительный объем собственных ресурсов (за счет загрузки завода импортным сырьем), который может быть использован с большей эффективностью в других регионах страны или реализован на внешнем рынке.

На этом фоне исключительно важное значение приобретает условие экспорта нефти такого качественного состава, который не имел бы резких различий с сырьевыми эталонами, установленными в международной практике торговли ею, такими, как Западно-Техасская (для регионов, тяготеющих к США), Дубайская (Персидский залив), Брент (Европа). Качественные отличия экспортируемой нефти от базисных сортов влекут за собой значительное снижение ее продажной цены.

В этой связи следует иметь в виду, что нефти перспективных месторождений Казахстана по своим физико-химическим свойствам относятся к высокосернистым углеводородам. Для крупной по объемам сделок торговли ею требуется в местах добычи вычленить из ее состава сернистые соединения - меркаптаны, а заодно и некоторые виды солей. При этом условии нефть будет иметь достаточно надежные качественные параметры, определяющие вполне конкурентоспособный уровень.

Качественные параметры нефти Тенгизского месторождения уже неоднократно становились предметом разногласий между ее производителем и потребителями. Каждая из сторон доказывала свою правоту в тех случаях, когда речь заходила об экспортно-импортных операциях, осуществляемых между Казахстаном и Россией. Камнем преткновения, как правило, становилось содержание меркаптанов в поставляемом сырье.

Еще на стадии создания нефтедобывающего предприятия "Тенгизнефтегаз" было известно, что содержание сернистых соединений в извлекаемом из недр углеводородном ресурсе исключительно высоко. Это обстоятельство заставило по-иному оценить последствия их воздействия на трубопроводную систему, технологическое оборудование перерабатывающих заводов, на экологическое состояние регионов, которые будут непосредственно ощущать воздействие этих веществ в случае порывов нефтепроводов, выбросов в атмосферу.

Несмотря на это, очистка стала производиться только в 1996 году. Не исключено, что ей подвергается не весь объем добываемой сегодня нефти, так как претензии к ее качественным параметрам высказываются уже не только со стороны российских потребителей. Как стало известно, иранская сторона, куда производятся первые поставки (по соглашению между Ираном и Казахстаном последний обязался экспортировать от 2 до 6 млн т нефти в течение 10 лет), в марте 1997 г. потребовала временно приостановить отгрузку Тенгизской нефти из-за наличия в ней различных агрессивных и токсичных соединений, отрицательно сказывающихся на технологическом оборудовании Тегеранского НПЗ.

В то же время главный аспект проблемы освоения углеводородных ресурсов Каспия и прилегающих к нему территорий, лежит в плоскости безоговорочного сохранения устойчивого экологического равновесия.

Глава 7 Стандарты для рассматриваемых товаров

Основные требования предъявляемые к нефтепродуктам и нефти выражаются в следующих стандартах :

Бензины авиационные 02 5111 ГОСТ 1012-72 П.1.2.; p.p.1б., 2. Топливо для реактивных двигателей 02 5121 ГОСТ 10227-86 П.1.2.; p.p.3.,

Топлива термостабильные Т-6 и Т-8В для реактивных двигателей 02 5121 ГОСТ 12308-89 Пп.1.2.1.; р.р.2.,

Топливо дизельное 02 5130 ГОСТ 305-82 П.2.2.; p.p.4.,

Топливо нефтяное. Мазут 02 5211, 02 5213 ГОСТ 10585-75 П.2.1.; p.p.3., 4.

Бензины автомобильные 02 5212 ГОСТ 2084-77 П.2.2.; p.p.3., 4.

Топливо моторное для средне-оборотных и малооборотных дизелей 02 5221 ГОСТ 1667-68 П.3.1.; р.р.4., 5.

Масла авиационные 02 5311 ГОСТ 21743-76 П.2.2.; p.p.3., 4.

Масла моторные для автотракторных дизелей 02 5313 ГОСТ 8581-78 П.2.2; p.p.3., 4.

Масла моторные для дизельных двигателей 02 5313 ГОСТ 12337-84 П.2.2.; р.р.4., 5.

Масло МТ-16п 02 5313 ГОСТ 6360-83 П.1.2.; p.p.3., 4.

Масла моторные универсальные и для автомобильных карбюраторных двигателей 02 5314 ГОСТ 10541-78 П.2.2.; р.р.3., 4.

Масла моторные для быстроходных дизелей транспортных машин 02 5335 ГОСТ 25770-83 П.2.2.; р.р.3., 4.

Масла трансформаторные 02 5351 ГОСТ 982-80 П.2.2.; p.p.4.,

Масло трансформаторное селективной очистки 02 5351 ГОСТ 10121-76 П.2.2.; р.р.2., 3.

Масло конденсаторное 02 5352 ГОСТ 5775-85 П.2.2.; p.p.4., 5.

Масла трансмиссионные 02 5360 ГОСТ 23652-79 П.2.2; p.p.4., 5.

Масла для судовых газовых турбин турбин ГОСТ 10289-79 П.1.2.; p.p.3., 4.

Масла турбинные 02 5371 ГОСТ 32-74 П.2.2.; p.p. 3., 4.

Масла компрессорные 02 5372 ГОСТ 1861-73 П.2.2.; p.p.3.,4.

Масло компрессорное из сернистых нефтей КС-19 ГОСТ 9243-75 025372, 02 5376 П.1.2.; p.p.2.,3

Масла для холодильных машин 02 5373 ГОСТ 5546-86 П.2.2.; p.p.4., Масла синтетические 02 5399 ГОСТ 21791-76 П.1.3.; p.p.2., 3. Смазка ВНИИНП-274 02 5420 ГОСТ 19337-73 П.2.2.; p.p.3., 4. Смазка Униол-2 02 5431 ГОСТ 23510-79 П.1.2.; p.p.3., 4.

Смазка Литол-24 02 5441 ГОСТ 21150-87 Пп.1.2.1.; p.p.2.,3.

Глава 8. Сертификация и приемка товаров. 8.1. Порядок и последовательность сертификации.

Изготовитель продукции (продавец, исполнитель)

Отечественная продукция Импортная продукция

Нет серти- Признается Не требуется фиката иностранный  сертификат

Не входящие в Входящие в номенклатуру товаров, подлежащих номенклатуру обязат. сертификации

 

 

Продукция обязательной сертификации, не прошедшая сертификацию

Возможно изъятие сертификата

_____________________ ________________________________________________________________ ________________________________________________________________ ________________________________________________________________ ________________________________________________________________ ________________________________________________________________ ________________________________________________________________ ________________________________________________________________ ________________________________________________________________ ________________________________________________________________ ________________________________________________________________ ________________________________________________________________ ________________________________________________________________ ________________________________________________________________ ________________________________________________________________ 8.2. Схема сертификации

Испытания в аккредетированных лабораториях другие способы доказания соответствия	Проверка производства	Инспекционный контроль сертифицированной продукции. Система качества производства
Испытания типа	Анализ состояния производства	Испытания образцов, взятых у изготовителя. Анализ состояния производства

___________________________________________________ ___________________________________________________ ___________________________________________________ ___________________________________________________ ___________________________________________________ ___________________________________________________ ___________________________________________________ ___________________________________________________ ___________________________________________________ ___________________________________________________ 8.3 Приемка товаров

Приемка товаров по качеству осуществляется в соответствии с Инструкцией о порядке приемки продукции производственно-технического назначения и товаров народного потребления по качеству.

Эта инструкция применяется во всех случаях, когда стандартами, техническими условиями, Основными и Обязательными условиями поставки или другими обязательными для сторон правилами не установлен иной порядок приемки продукции производственно-технического назначения и товаров народного потребления по качеству и комплектности, а также тары под продукцией или товарами.

В договорах поставки могут быть предусмотрены особенности приемки соответствующих видов продукции и товаров.

В целях сохранности качества поставляемой продукции, создания условий для своевременной и правильной приемки ее по качеству объединение и его производственная единица, предприятие, организация – изготовитель обязаны обеспечить:

1.     строгое соблюдение установленных правил упаковки и затаривания продукции, маркировки и опломбирования отдельных мест;

2.     отгрузку продукции, соответствующей по качеству и комплектности требованиям, установленным стандартам, техническим условиям, чертежам, рецептурам, образцам.

Продукция, не прошедшая в установленном порядке проверку по качеству, а также продукция, отгрузка которой была запрещена органами, осуществляющими контроль за качеством продукции и другими уполномоченными на то органами, поставляться не должна;

3.    четкое и правильное оформление документов, удостоверяющих качество и комплектность поставляемой продукции, отгрузочных и расчетных документов, соответствие указанных в них данных о качестве и комплектности продукции фактическому качеству и комплектности ее;

4.     своевременную отсылку документов, удостоверяющих качество и комплектность продукции, получателю.

5.     Строгое соблюдение действующих на транспорте правил сдачи грузов к перевозке, их погрузки и крепления, а также специальных правил погрузки, установленных стандартами и техническими условиями.

При приемке груза от органов транспорта предприятие-получатель в соответствии с действующими на транспорте правилами перевозок грузов обязано проверить, обеспечена ли сохранность груза для перевозки:

1.      проверить в случаях, предусмотренных в указанных правилах, наличие на транспортных средствах или на контейнере пломб отправителя или пункта отправления, исправность пломб, оттиски на них, состояние вагона, иных транспортных средств или контейнеров, наличие защитной маркировки груза;