Нормы естественной убыли нефтепродуктов 2018

  • автор:

Содержание

Постановление Министерства торговли Республики Беларусь от 9 декабря 2011 года №43 «Об установлении норм естественной убыли нефти и нефтепродуктов при поставках на экспорт и внутренний рынок»

ПОСТАНОВЛЕНИЕ МИНИСТЕРСТВА ТОРГОВЛИ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

от 9 декабря 2011 года №43

Об установлении норм естественной убыли нефти и нефтепродуктов при поставках на экспорт и внутренний рынок

На основании подпункта 6.8-4 пункта 6 Положения о Министерстве торговли Республики Беларусь, утвержденного постановлением Совета Министров Республики Беларусь от 29 июля 2006 г. № 961 «Вопросы Министерства торговли Республики Беларусь», Министерство торговли Республики Беларусь ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Установить:

нормы естественной убыли нефти и нефтепродуктов при поставках на экспорт согласно приложению 1;

нормы естественной убыли нефти и нефтепродуктов при поставках на внутренний рынок согласно приложению 2.

2. Настоящее постановление вступает в силу после его официального опубликования.

Министр В.С.Чеканов

Приложение 1

к постановлению Министерства торговли Республики Беларусь от 9 декабря 2011 года №43

Нормы естественной убыли нефти и нефтепродуктов при поставках на экспорт

См. Приложение 1

Приложение 2

к постановлению Министерства торговли Республики Беларусь от 9 декабря 2011 года №43

Нормы естественной убыли нефти и нефтепродуктов при поставках на внутренний рынок

См. Приложение 2

Методические рекомендации по определению технологических потерь нефти и нефтепродуктов при транспортировке магистральным трубопроводом (далее — Методические рекомендации) изданы в целях определения способов и методов оценки потерь нефти и нефтепродуктов при транспортировке магистральным трубопроводом, с учетом требований налогового законодательства Российской Федерации.

Методические рекомендации разработаны с целью создания методологической основы обоснования утверждаемых Министерством энергетики Российской Федерации нормативов потерь нефти и нефтепродуктов при транспортировке магистральным трубопроводом.

Методические рекомендации могут использоваться при подготовке обоснований и расчетов нормативов потерь нефти и нефтепродуктов при транспортировке магистральным трубопроводом организациями, осуществляющими транспортировку нефти или нефтепродуктов магистральным трубопроводом, и организациями, сдающими нефть или нефтепродукты для транспортировки магистральным трубопроводом.

1. Общие положения

1.1. Количество технологических потерь нефти и нефтепродуктов рекомендуется определять в единицах массы.

Количество технологических потерь нефти и нефтепродуктов определяется расчетным методом на основании экспериментальных данных по каждому месту образования потерь нефти и нефтепродуктов с применением средств измерения и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями и результатов лабораторных испытаний.

1.2. Для целей настоящих Методических рекомендаций под технологическими потерями нефти или нефтепродуктов при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом понимаются безвозвратные потери (уменьшение массы) нефти или нефтепродуктов, обусловленные технологическими особенностями процесса транспортировки (приема, перемещения, откачки), а также физико-химическими характеристиками транспортируемой нефти или нефтепродуктов (далее — Технологические потери).

1.3. Для целей настоящих Методических рекомендаций к технологическим потерям нефти или нефтепродуктов на объектах магистрального трубопровода относятся потери:

при приеме, перемещении (перекачке) и откачке (далее — технологические потери нефти или нефтепродуктов при транспортировке);

при их погрузке (перевалке) в средства транспортировки других видов транспорта (железнодорожного, автомобильного или водного) (далее — технологические потери нефти или нефтепродуктов при перевалке).

1.4. Для целей настоящих Методических рекомендаций к технологическим потерям нефти и нефтепродуктов не относятся:

потери нефти или нефтепродуктов, вызванные нарушением требований нормативных правовых и (или) нормативно-технических документов, регламентирующих эксплуатацию оборудования, технологических процессов, сооружений;

потери нефти или нефтепродуктов, произошедшие при производстве ремонтных и (или) восстановительных работ;

количество нефти или нефтепродуктов, используемое при проведении регламентных и ремонтных работ, а также при производстве испытаний на объектах нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) магистральных;

количество нефти или нефтепродуктов, использованное на собственные и (или) коммунальные нужды;

потери от естественной убыли при хранении в резервуарах;

потери нефти или нефтепродуктов, возникшие вследствие аварий, хищений.

1.5. Подготовку материалов по обоснованию технологических потерь нефти и нефтепродуктов для утверждения нормативов их технологических потерь в плановом периоде субъектам хозяйственной деятельности рекомендуется осуществлять на основе нормативных технических документов и утвержденных проектных документов, регламентирующих технологический процесс транспортировки:

— нормативная техническая документация, регламентирующая эксплуатацию оборудования и сооружений;

— технологические карты;

— технологическая часть проектного решения на объекты магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода);

— технологические регламенты;

— карты технологических режимов;

— паспорта технологического оборудования, технические условия на их эксплуатацию и т.п.

1.6. По объектам нового строительства или реконструкции могут использоваться расчеты, выполненные в составе технического проекта, либо расчеты, выполненные на основе данных технического проекта.

1.7. Технологические потери рассчитываются для двух периодов года: осенне-зимнего (с 1 октября по 31 марта) и весенне-летнего (с 1 апреля по 30 сентября).

Допускается расчет технологических потерь в среднем за год.

1.8. С целью учета климатического фактора, влияющего на технологические потери при транспортировке, субъекты Российской Федерации распределены по климатическим группам согласно ГОСТ 16350-80.

Распределение субъектов Российской Федерации по климатическим группам представлено в Приложении А.

1.9. Средняя температура воздуха в осенне-зимний и весенне-летний периоды определяется по СНиП 23-01-99.

2. Термины и определения

В настоящем документе применены следующие термины с соответствующими определениями:

источник образования технологических потерь нефти (нефтепродуктов): оборудование, аппарат либо сооружение нефтепровода (нефтепродуктопровода) магистрального, на котором вследствие его технологического функционирования возникают потери нефти (нефтепродуктов);

линейная часть магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода): совокупность участков трубопровода, соединяющих нефтеперекачивающие станции между собой либо с приемо-сдаточными пунктами, и сооружений, входящих в состав магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода);

масса балласта: общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

масса брутто нефти: общая масса нефти, включающая массу балласта;

масса нетто нефти: количество нефти, представляющее собой разность массы брутто нефти и массы балласта;

нефтепродукт: готовый продукт, представляющий собой смесь углеводородов, а также индивидуальных химических соединений, получаемый вследствие переработки нефти, удовлетворяющий требованиям законодательства в области технического регулирования;

перевалка нефти (нефтепродуктов): погрузка из средств хранения объектов магистрального трубопровода в средства транспортировки других видов транспорта (железнодорожного, автомобильного или водного);

перекачивающая станция: технологический комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти (нефтепродуктов) по магистральному трубопроводу;

приемо-сдаточный пункт (ПСП): технологический комплекс, на котором осуществляются измерения, регистрация и фиксирование количественных и качественных показателей нефти или нефтепродуктов при приеме-передаче принимающей и сдающей сторонами;

прием-сдача нефти (нефтепродуктов): процесс передачи нефти (нефтепродуктов) грузоотправителем транспортирующей организации, сопровождаемый определением количества и качества партии нефти (нефтепродуктов) и оформлением сопроводительных транспортных документов;

режим «с подключенными резервуарами»: технологический процесс перекачки нефти или нефтепродуктов магистральным трубопроводом, при котором ведется закачка (откачка) в резервуары (из резервуаров) магистральных трубопроводов части транспортируемой нефти или нефтепродукта;

режим перекачки «из насоса в насос»: технологический процесс перекачки нефти или нефтепродуктов магистральным трубопроводом, применяемый на промежуточных перекачивающих станциях;

режим перекачки «через резервуары» (закачка-откачка): технологический процесс перекачки нефти или нефтепродуктов магистральным трубопроводом, при котором поочередно ведется закачка в резервуары из магистрального трубопровода, потом откачка из резервуаров в магистральный трубопровод;

резервуарный парк: технологический комплекс взаимосвязанных резервуаров для выполнения операций погрузки (закачки), хранения и выгрузки (откачки) нефти и нефтепродуктов;

резервуары: стационарная емкость, предназначенная для временного размещения и хранения нефти или нефтепродуктов;

тарифный участок нефтепровода (нефтепродуктопровода) магистрального: часть нефтепровода (нефтепродуктопровода) магистрального, по которому устанавливается тариф при оказании услуг по транспортировке нефти (нефтепродуктов) и (или) при оказании услуг по перевалке на другие виды транспорта;

технологические потери нефти (нефтепродуктов) на объектах магистрального трубопровода: безвозвратные неизбежные потери нефти (нефтепродуктов), обусловленные технологическими процессами транспортировки магистральным трубопроводом и перевалки, установленными проектной документацией, а также физико-химическими свойствами транспортируемой нефти (нефтепродукта);

технологический участок: участок магистрального трубопровода между двумя перекачивающими станциями;

транспортировка нефти (нефтепродуктов): совокупность операций, включающая в себя стадии приема нефти (нефтепродуктов) для транспортировки на начальном приемо-сдаточном пункте, перекачки по магистральным трубопроводам, откачки со сдачей на конечном приемо-сдаточном пункте;

3. Виды и источники технологических потерь нефти (нефтепродуктов) при транспортировке магистральным трубопроводом

3.1. Технологические потери нефти (нефтепродуктов) при транспортировке трубопроводом и перевалке могут возникать при:

— сборе и утилизации утечек через сальниковые и торцевые уплотнения валов центробежных насосов;

— закачке и откачке из резервуаров перекачивающих станций, перевалочных нефтебаз и наливных пунктов магистральных трубопроводов.

3.2. Источники образования технологических потерь нефти (нефтепродуктов) на объектах магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) приведены в таблице 1.

Таблица 1 — Источники образования технологических потерь нефти (нефтепродуктов) на объектах магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода)

Объект образования потерь Источники потерь Виды потерь
Оборудование перекачивающих станций
Емкости для сбора утечек из сальниковых и торцевых уплотнений насосов с вместимостью Дыхательные клапаны Испарения из емкостей для сбора утечек через уплотнения насосных агрегатов
Насосные агрегаты Торцевые и сальниковые уплотнения валов центробежных насосов
Резервуарные парки
Резервуары вертикальные стальные Дыхательные клапаны Испарения из резервуаров при закачке, откачке и перевалке
Резервуары горизонтальные стальные
Оборудование наливное перевалочных объектов
Наливные технические устройства Дыхательные клапаны емкостей транспортных средств Испарения из емкостей транспортных средств при наливе нефти или нефтепродуктов

* услуги по перевалке на железнодорожный, автомобильный или водный виды транспорта не входят в процесс транспортировки

4. Обоснование неизбежности технологических потерь нефти (нефтепродуктов)

4.1. Обоснование неизбежности технологических потерь нефти (нефтепродуктов) — документальное подтверждение потерь нефти (нефтепродуктов) при осуществлении процессов транспортировки трубопроводом и (или) перевалки на другие виды транспорта.

4.2. По каждому источнику технологических потерь подготавливается документальное подтверждение их неизбежности и безвозвратности на основании инвентаризации источников потерь.

4.3. Инвентаризация источников потерь осуществляется в соответствии с проектной документацией на нефтепровод (нефтепродуктопровод) магистральный и фактическим наличием технологического оборудования (эксплуатируемое либо законсервированное).

4.4. Документами, обосновывающими неизбежность технологических потерь нефти (нефтепродуктов), являются:

— нормативные технические документы;

— технологическая часть проектного решения на объекты нефтепровода (нефтепродуктопровода) магистрального;

— технологические схемы объектов нефтепровода (нефтепродуктопровода) магистрального;

— технологические схемы линейной части нефтепровода (нефтепродуктопровода) магистрального;

— утвержденные технологические регламенты по эксплуатации оборудования и сооружений, являющиеся источниками технологических потерь;

— паспорта на технологическое оборудование и сооружения, являющиеся источниками технологических потерь;

— документы проведенных экспериментальных обследований;

— результаты испытаний показателей нефти (нефтепродуктов), перекачиваемой магистральным нефтепроводом (нефтепродуктопроводом).

5. Методы определения потерь нефти (нефтепродуктов) в емкостях для сбора утечек через уплотнения насосных агрегатов

5.1. Утечки нефти (нефтепродуктов) через торцевые и сальниковые уплотнения валов центробежных насосов предусматриваются техническими условиями как неизбежные, связанные с образованием и отводом фрикционного тепла от пар трения.

5.2. Утечки через уплотнения насосов собираются в дренажные емкости. Пары нефти (нефтепродуктов), вытесняемые в атмосферу жидкостью по мере наполнения емкости, представляют технологические потери при сборе утечек через уплотнения в насосных агрегатах.

5.3. Количество технологических потерь нефти (нефтепродуктов) из емкостей для сбора утечек через уплотнения насосных агрегатов *, т, рассчитывается по формуле:

*, (1)

где * — объем нефти (нефтепродукта), поступающий в емкость для сбора утечек через уплотнения насосов в осенне-зимнем или весенне-летнем периодах года, *;

* — давление насыщенных паров нефти (нефтепродукта) в паровоздушном пространстве дренажной емкости при средней температуре паровоздушного пространства, мм рт.ст.;

* — среднее давление в паровоздушном пространстве дренажной емкости с учетом давления срабатывания дыхательного клапана, мм рт.ст.;

* — плотность паров нефти (нефтепродукта) в паровоздушном пространстве дренажной емкости при средней температуре паровоздушного пространства, *;

* — коэффициент оборачиваемости дренажных емкостей, определяется по таблице 2 в зависимости от оборачиваемости:

Таблица 2 — Значения коэффициента *

Оборачиваемость, n, 1/год 100 и более 80 60 40 30 20 и менее
* 1,35 1,50 1,75 2,00 2,25 2,50

* — коэффициент, принимаемый по данным таблицы 3;

* — коэффициент, учитывающий влияние климатических условий, принимаемый по данным таблицы 4.

Таблица 3 — Значения опытных коэффициентов оснащенности резервуаров средствами сокращения потерь от испарения

Тип резервуаров Наземные резервуары Подземные резервуары
Средства снижения потерь без технических средств снижения потерь* с понтоном или плавающей крышей с газоуравнительной системой без технических средств снижения потерь с газоуравнительной системой
* 1,0 0,2 0,1 0,8 0,1

* — требуется обоснование причин отсутствия в проектном решении не оснащения резервуарной емкости средствами сокращения выбросов паров нефти (нефтепродуктов) в атмосферу.

Таблица 4 — Значения опытных коэффициентов для климатических групп

Период эксплуатации *
I II III
осенне-зимний 1,0 1,0 1,0
весенне-летний 1,0 1,14 1,47

5.4. Значения средней температуры паровоздушного пространства дренажной емкости, при которой определяется давление насыщенных паров *, рассчитываются по формулам

— для осенне-зимнего периода *, (2)

— для весенне-летнего периода *, (3)

где, * — средняя за соответствующий период температура паровоздушного пространства дренажной емкости, °С;

* — средняя за соответствующий период температура нефти (нефтепродукта), °С;

* — средняя за соответствующий период температура воздуха, °С.

5.5. Давление насыщенных паров нефти (нефтепродуктов) в паровоздушном пространстве дренажной емкости определяется при средней температуре паровоздушного пространства.

См. графический объект

«Зависимость давления насыщенных паров нефти (нефтепродуктов) от температуры»

5.6. Плотность паров нефти (нефтепродукта) в паровоздушном пространстве дренажной емкости *, рассчитывается по формуле:

*, (4)

где, * — молекулярная масса паров нефти (нефтепродукта), кг/кмоль; вычисляется по формуле

*, (5)

* — температура начала кипения нефти, °С;

* мм рт.ст.;

* К.

5.7. Объем нефти (нефтепродукта), вытекающий через уплотнения одного центробежного насоса, *, может быть вычислен по формуле:

*, (6)

где * — величина утечки через одно уплотнение i-го центробежного насоса (принимается по паспортным данным насоса), л/ч;

* — количество уплотнений в конструкции насоса *;

* — время работы i-го насоса в течение расчетного периода (определяется и подтверждается данными эксплуатационной документации), ч.

5.8. Расчетный коэффициент технологических потерь нефти (нефтепродуктов) из емкостей для сбора утечек через уплотнения насосных агрегатов рассчитывается по формуле:

* (7)

где, * — расчетный коэффициент потерь нефти (нефтепродукта) из из емкостей для сбора утечек через уплотнения насосных агрегатов;

* — количество технологических потерь нефти (нефтепродуктов) из емкостей для сбора утечек через уплотнения насосных агрегатов, т;

* — количество нефти (нефтепродуктов), подлежащее перекачке через насосные агрегаты в плановом году, т.

6. Методы определения технологических потерь нефти (нефтепродуктов) в резервуарах магистрального трубопровода

6.1. Основной объем технологических потерь нефти (нефтепродуктов) в резервуарах происходит вследствие испарения нефти (нефтепродуктов) за счет вытеснения паровоздушной смеси из резервуара в процессе его закачки (откачки).

Объем вытесняемой паровоздушной смеси равен объему закачиваемой нефти (нефтепродуктов).

Количество технологических потерь нефти (нефтепродуктов) зависит от оснащенности резервуаров техническими средствами сокращения потерь на испарение и режима эксплуатации резервуаров.

6.2. Расчеты количества технологических потерь нефти (нефтепродуктов) в резервуаре, *, т, проводятся по формуле:

*, (8)

где, * — объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара при его заполнении (освобождении), *;

* — давление насыщенных паров нефти (нефтепродукта) в паровоздушном пространстве резервуара при средней температуре паровоздушного пространства, мм рт.ст.;

* — среднее давление в паровоздушном пространстве резервуара с учетом давления срабатывания дыхательного клапана, мм рт.ст.;

* — плотность паров нефти (нефтепродукта) в паровоздушном пространстве резервуара при средней температуре паровоздушного пространства, *, рассчитывается по формуле 4;

* — коэффициент оборачиваемости резервуара для каждого периода года принимается по таблице 2 в зависимости от n;

* — коэффициент, учитывающий наличие технических средств сокращения потерь от испарения, принимаемый по данным таблицы 3;

* — коэффициент, учитывающий влияние климатических условий, принимаемый по данным таблицы 4.

* — коэффициент режима перекачки (коэффициент захода нефти в резервуары): * при работе резервуаров в режиме «прием-сдача», * при работе резервуаров в режиме «из насоса в насос», * при работе в режиме «с подключенным резервуаром».

6.3. Количество потерь нефти (нефтепродукта) в резервуарном парке, т, определяется как сумма технологических потерь по каждому резервуару.

6.4. Расчетный коэффициент потерь нефти (нефтепродукта) из резервуара j-го типа в весенне-летний или осенне-зимний периоды года рассчитывается по формуле:

* (9)

где, * — количество нефти (нефтепродуктов), подлежащее размещению в резервуаре в плановом году, т.

6.5. Расчетный коэффициент технологических потерь по резервуарному парку, оснащенному резервуарами разных типов, является средневзвешенной величиной и рассчитывается по формуле:

*, (10)

где *, * — расчетные коэффициенты потерь для резервуаров j-го типа соответственно для осенне-зимнего и весенне-летнего периода;

* — суммарная номинальная вместимость резервуаров j-го типа, *.

7. Методы определения технологических потерь нефти и нефтепродуктов при наливе в автомобильные и железнодорожные цистерны, наливные суда по окончании транспортировки

7.1. Расчеты количества технологических потерь нефти (нефтепродуктов) при перевалке в автомобильные и железнодорожные цистерны, наливные суда по окончании транспортировки *, т, проводятся по формуле:

*, (11)

где, * — объем паровоздушной смеси, вытесняемой из цистерны (резервуара судна) при ее заполнении (освобождении), *;

* — давление насыщенных паров нефти (нефтепродукта) в паровоздушном пространстве цистерны (резервуара судна) при средней температуре паровоздушного пространства, мм рт.ст.;

* — среднее давление в паровоздушном пространстве цистерны (резервуара судна) с учетом давления срабатывания дыхательного клапана, мм рт.ст.;

* — плотность паров нефти (нефтепродукта) в паровоздушном пространстве цистерны (резервуара судна) при средней температуре паровоздушного пространства, * рассчитывается по формуле 4;

* — коэффициент, учитывающий наличие технических средств сокращения потерь от испарения, принимаемый по данным таблицы 5;

* — коэффициент, учитывающий влияние климатических условий, принимаемый по данным таблицы 6.

7.2. Количество потерь нефти (нефтепродукта) при перевалке в цистерны, т, определяется как сумма технологических потерь по каждой цистерне.

Таблица 5 — Значения опытных коэффициентов *

Наливные устройства
Средства снижения потерь без технических средств снижения потерь при наливе с техническими средствами снижения потерь при наливе
* 1,0 0,1

Таблица 6 — Значения опытных коэффициентов *

Период эксплуатации * для климатических групп
I II III
осенне-зимний 1,0 1,0 1,0
весенне-летний 1,0 1,14 1,47

7.3. Расчетный коэффициент потерь нефти (нефтепродукта) при перевалке в цистерны в весенне-летний или осенне-зимний периоды года рассчитывается по формуле:

* (12)

где, * — количество нефти (нефтепродуктов), перевалке в цистерны в весенне-летнем или осенне-зимнем периодах планового года, т.

8. Формирование технологических потерь нефти (нефтепродуктов) по тарифному участку

8.1. Формирование технологических потерь нефти (нефтепродуктов) по тарифному участку осуществляется на основании расчетов по каждому источнику потерь каждого объекта потерь, расположенного в пределах тарифного участка в следующем порядке:

— составляется реестр источников технологических потерь;

— комплектуется пакет документов, обосновывающих неизбежность технологических потерь;

— проводятся экспериментальные исследования по определению количественных показателей потерь (при необходимости);

— выполняется расчет технологических потерь.

8.2. Количество технологических потерь на объектах нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) магистральных *, т, определяют по формуле:

* (13)

8.3. Количество технологических потерь нефти (нефтепродуктов) на i-ом тарифном участке в планируемый период как сумма технологических потерь нефти (нефтепродуктов) по объектам, расположенным на данном тарифном участке.

8.4. В количество технологических потерь нефти (нефтепродуктов) на i-ом тарифном участке в планируемый период не включаются технологические потери нефти (нефтепродуктов) при перевалке в автомобильные и железнодорожные цистерны, нефтеналивные суда.

8.5. Расчетный коэффициент технологических потерь нефти (нефтепродуктов) на i-ом тарифном участке определяется по формуле:

* (14)

где, * — количество нефти (нефтепродуктов), подлежащее транспортировке в плановом году.

9. Рекомендации по организации исследований для определения технологических потерь нефти (нефтепродуктов)

9.1. Рекомендуется систематически проводить инвентаризацию и анализ тарифных участков в целях выявления источников потерь нефти (нефтепродуктов) и распределения их по видам.

9.2. По проектным технологическим схемам нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) магистральных определяется количество объектов и источников потерь. Выясняются причины потерь: связанные с технологическим процессом транспортировке либо нет.

9.3. Определяется количество объектов технологических потерь, места их расположения, типы и количество оборудования, расположенного на них и являющимися источниками потерь.

9.4. В итоге проведенных инвентаризации и анализа рекомендуется составлять реестр, представляющий распределение выявленных источников по видам потерь.

Реестр источников технологических потерь по тарифному участку составляется в виде таблицы (приложение Б).

9.5. Исходные данные для расчета величины технологических потерь нефти (нефтепродуктов) из выявленных источников потерь частично определяются данными эксплуатационных служб, недостающие данные рекомендуется определять экспериментально.

9.6. При планировании экспериментов рекомендуется исходить из того, что потери нефти (нефтепродуктов) есть случайная величина, зависящая от сезонного колебания температуры воздуха и других случайных факторов.

Для обеспечения относительной среднеквадратичной погрешности в определении годовых потерь нефти (нефтепродуктов) рекомендуется определять потери нефти в весенне-летний период и осенне-зимний период с количеством определений потерь в каждом не менее трех, то есть две выборки случайной величины по три наблюдения в каждой.

Допускается рассчитывать потери нефти (нефтепродуктов) в период, соответствующий среднегодовой температуре окружающей среды, и при условии, что температура нефти (нефтепродуктов) в местах образования потерь не меняется в течение года.

9.7. Величину потерь нефти (нефтепродуктов) за год рекомендуется определять как сумму потерь за весенне-летний и осенне-зимний периоды.

Заместитель Министра энергетики
Российской Федерации
П.С. Фёдоров

Приложение А
к Методическим рекомендациям
по определению и обоснованию
технологических потерь нефти,
нефтепродуктов и природного газа
при транспортировке магистральным
трубопроводным транспортом

Распределение субъектов РФ по климатическим группам

Климатическая группа Субъекты РФ: республики, края, области, города федерального значения, автономная область, автономные округа
I Республики: Коми, Саха (Якутия) Автономные округа: Ханты-Мансийский автономный округ — Югра, Чукотский, Ямало-Ненецкий Области: Амурская, Магаданская, Томская Края: Красноярский (севернее 56 с.ш.), Хабаровский (севернее 56 с.ш.)
II Республики: Алтай, Башкортостан, Бурятия, Карелия, Марий Эл, Мордовия, Татарстан, Тыва, Удмуртская, Хакасия, Чувашская — Чувашия Автономные округа: Ненецкий Края: Алтайский, Забайкальский, Камчатский, Красноярский (южнее 56 с.ш.), Пермский, Приморский, Хабаровский (южнее 56 с.ш.) Области: Архангельская, Белгородская, Брянская, Владимирская, Волгоградская, Вологодская, Воронежская, Ивановская, Иркутская, Калининградская, Калужская, Кемеровская, Кировская, Костромская, Курганская, Курская, Ленинградская, Липецкая, Московская, Мурманская, Нижегородская, Новгородская, Новосибирская, Омская, Оренбургская, Орловская, Пензенская, Псковская, Рязанская, Самарская, Саратовская, Сахалинская, Свердловская, Смоленская, Тамбовская, Тверская, Тульская, Тюменская, Ульяновская, Челябинская, Ярославская Автономная область: Еврейская Города федерального значения: Москва, Санкт-Петербург
III Республики: Адыгея, Дагестан, Ингушетия, Кабардино-Балкарская, Калмыкия, Карачаево-Черкесская, Северная Осетия — Алания, Чеченская Области: Астраханская, Ростовская Края: Краснодарский, Ставропольский

Приложение Б
к Методическим рекомендациям
по определению и обоснованию
технологических потерь нефти,
нефтепродуктов и природного газа
при транспортировке магистральным
трубопроводным транспортом

Реестр источников технологических потерь

Наименование организации ______________________________________

Наименование тарифного участка ________________________________

Наименование объекта (сооружения, оборудования) Тип Объем, * Кол-во Дыхательные клапаны Наличие средств сокращения выбросов Документы, необходимые для обоснования потерь Виды потерь
Тип Кол-во
НПС(НГТПС) 1. Технологическая схема. 2. Технологический регламент. 3. Технологическая карта эксплуатации РП.
Резервуары РВС 3000 1. Паспорта на резервуары (по одному на каждый типоразмер). 2. Справка о фактическом времени работы резервуаров за год. 3. Паспорта на дыхательные клапаны (по одному на каждый типоразмер). Потери при приеме, отпуске, размещении сроком до одних суток
5000
10000
20 000
30 000
50 000
РВСП 3000
5000
10000
20 000
30000
50 000
РВСПК 5000
10000
20 000
30 000
50 000
ЖБР 2 000
10000
20 000
30 000
Насосы 1. Паспорта на насосы Утечки через торцевые уплотнения
Дренажные емкости для сбора утечек через уплотнения насосов 1. Паспорта на дренажные емкости. 2. Справка о фактическом количестве и общем объеме откачек за год. Потери при сборе и утилизации утечек через уплотнения насосов

Примечание:

ЖБР — железобетонный резервуар;

РВС — резервуар вертикальный стальной;

РВСП — резервуар вертикальный стальной с понтоном;

РВСПК — резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей.

Заместитель Министра энергетики
Российской Федерации
П.С. Фёдоров

Приказ Минэнерго РФ N 1035, Минтранса РФ N 412 от 15.11.2018

Зарегистрировано в Минюсте РФ 3 июня 2019 г. N 54817

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
N 1035

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ НОРМ ЕСТЕСТВЕННОЙ УБЫЛИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРИ ПЕРЕВОЗКЕ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫМ, АВТОМОБИЛЬНЫМ, ВОДНЫМ ВИДАМИ ТРАНСПОРТА И В СМЕШАННОМ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНО-ВОДНОМ СООБЩЕНИИ

Во исполнение постановления Правительства Российской Федерации от 12 ноября 2002 г. N 814 «О порядке утверждения норм естественной убыли при хранении и транспортировке материально-производственных запасов» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, N 46, ст. 4596; 2006, N 23, ст. 2523; 2009, N 12, ст. 1429; 2012, N 37, ст. 5002; N 44, ст. 6026; 2014, N 14, ст. 1627) приказываем:

1. Утвердить прилагаемые нормы естественной убыли нефти и нефтепродуктов при перевозке железнодорожным, автомобильным, водным видами транспорта и в смешанном железнодорожно-водном сообщении.

2. Признать утратившим силу приказ Минэнерго России и Минтранса России от 1 ноября 2010 г. N 527/236 «Об утверждении норм естественной убыли нефти и нефтепродуктов при перевозке железнодорожным, автомобильным, водным видами транспорта и в смешанном железнодорожно-водном сообщении» (зарегистрирован Минюстом России 21 декабря 2010 г., регистрационный N 19297).

Министр энергетики
Российской Федерации
А.В. НОВАК

Министр транспорта
Российской Федерации
Е.И. ДИТРИХ

УТВЕРЖДЕНЫ
приказом Минэнерго России
и Минтранса России
от «__» ______ 201__ г. N __/__

НОРМЫ ЕСТЕСТВЕННОЙ УБЫЛИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРИ ПЕРЕВОЗКЕ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫМ, АВТОМОБИЛЬНЫМ, ВОДНЫМ ВИДАМИ ТРАНСПОРТА И В СМЕШАННОМ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНО-ВОДНОМ СООБЩЕНИИ

1. Нормы естественной убыли нефти при перевозке в железнодорожных цистернах и танк-контейнерах железнодорожным транспортом и в смешанном железнодорожно-водном сообщении

(в килограммах на 1 тонну перевезенного количества (в % от массы груза))

2. Нормы естественной убыли нефтепродуктов при перевозке в железнодорожных цистернах и танк-контейнерах железнодорожным транспортом и в смешанном железнодорожно-водном сообщении

(в килограммах на 1 тонну перевезенного количества (в % от массы груза))

3. Нормы естественной убыли нефти при перевозке автомобильным транспортом

(в килограммах на 1 т принятой к перевозке нефти (в % от массы груза))

4. Нормы естественной убыли нефтепродуктов при перевозке автомобильным транспортом

(в килограммах на 1 т принятой к перевозке нефтепродуктов (в % от массы груза))

5. Нормы естественной убыли нефти при перевозке судами морского и внутреннего водного транспорта

(в килограммах на 1 т принятой к перевозке нефти (в % от массы груза))

6. Нормы естественной убыли нефтепродуктов при перевозке судами морского и внутреннего водного транспорта на каждый рейс

(в килограммах на 1 т принятой к перевозке нефтепродуктов (в % от массы груза))

7. Нормы естественной убыли нефтепродуктов (группы 1 и 2), указанные в пункте 6 настоящих норм естественной убыли, применяются при перевозках судами морского транспорта при условии времени нахождения таких нефтепродуктов в пути свыше 15 суток для водных бассейнов европейской части Российской Федерации, Сибири, Белого и Берингова морей и свыше 10 суток для остальных водных бассейнов.

8. Нормы естественной убыли 1 и 2 группы нефтепродуктов при перевозке судами морского транспорта на каждые сутки нахождения в пути

(в килограммах на 1 т принятой к перевозке нефтепродуктов (в % от массы груза))

9. Нормы естественной убыли нефтепродуктов, указанные в пункте 8 настоящих норм естественной убыли, применяются при перевозках судами морского транспорта при условии нахождения таких нефтепродуктов в пути до 15 суток для водных бассейнов европейской части Российской Федерации, Сибири, Белого и Берингова морей и до 10 суток для остальных водных бассейнов)

В электронном документе текст соответствует официальному источнику.

10. Распределение нефтепродуктов по группам для применения настоящих норм естественной убыли осуществляется согласно приложению N 1 к настоящим нормам естественной убыли.

11. Распределение субъектов Российской Федерации по климатическим группам для применения настоящих норм естественной убыли приводится в приложении N 2 к настоящим нормам естественной убыли.

12. При перевозках нефти и нефтепродуктов из одной климатической группы в другую, а также при переходе из одного сезонного периода в другой применяется большая величина нормы естественной убыли нефти и нефтепродуктов.

13. При перевозке нефти и нефтепродуктов из одного водного бассейна в другой определение величины естественной убыли при ее возникновении осуществляется по норме, имеющей среднеарифметическую величину норм естественной убыли, установленных для каждого из водных бассейнов, по которым транспортировались нефть или нефтепродукты от пункта налива (погрузки) до пункта слива (разгрузки).

14. В случаях, когда в соответствии с технологией перевозки нефть и нефтепродукты 5 и 6 групп должны подогреваться, то независимо от периода года применяется норма естественной убыли весенне-летнего периода, увеличенная в зависимости от температуры подогрева:

от 21 до 30 °С в 1,5 раза;

от 31 до 50 °С в 2 раза;

от 51 °С и выше в 3 раза.

При температуре подогрева от 11 до 20 °С в осенне-зимний период соответствующая норма естественной убыли осенне-зимнего периода увеличивается в 1,5 раза, а норма естественной убыли весенне-летнего периода остается без изменения.

15. Осенне-зимний период начинается 1 октября и оканчивается 31 марта, весенне-летний период начинается 1 апреля и оканчивается 30 сентября.

16. Настоящие нормы естественной убыли являются предельными и применяются только в случае фактической недостачи груза.

Приложение N 1
к нормам естественной убыли нефти и
нефтепродуктов при перевозке
железнодорожным, автомобильным,
водным видами транспорта и в смешанном
железнодорожно-водном сообщении

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ ПО ГРУППАМ

Группа нефтепродуктов Наименование нефтепродукта
1 2
1 Бензины автомобильные всех марок.
Прямогонные бензины.
Газовый конденсат стабильный.
Бензин газовый стабильный (из газового конденсата).
2 Нефтяные растворители всех марок с температурой начала кипения от +50 °С до 100 °С. Бензины авиационные всех марок.
Изооктан технический.
Гептан нормальный.
Бензол нефтяной.
Отработанные нефтепродукты марки CHO.
Топливо для реактивных двигателей Т-2.
3 Нефтяные растворители всех марок с температурой начала кипения от 100 °С и выше.
Топлива для реактивных двигателей с температурой начала кипения от 100 °С до 150 °С, кроме Т-2.
Сольвент нефтяной.
Керосин для технических целей.
Лигроин приборный.
Ксилол нефтяной.
Толуол нефтяной.
Этилбензол технический.
4 Керосины осветительные всех марок.
Топлива дизельные и судовые с температурой помутнения (застывания) или с предельной температурой фильтруемости ниже минус 10 °С. Топлива для реактивных двигателей с температурой начала кипения более 150 °С. Изопропилбензол технический.
5 Топлива дизельные и судовые с температурой помутнения (застывания) или с предельной температурой фильтруемости от минус 10 °С и выше.
Топливо печное бытовое.
Топливо моторное для среднеоборотных и малооборотных дизелей.
6 Мазуты всех марок.
Масла смазочные всех марок.
Битумы нефтяные жидкие.
Прочие жидкие нефтепродукты, требующие подогрева. Отработанные нефтепродукты, кроме марки CHO.

Приложение N 2
к нормам естественной убыли нефти и
нефтепродуктов при перевозке
железнодорожным, автомобильным,
водным видами транспорта и в смешанном
железнодорожно-водном сообщении

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СУБЪЕКТОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО КЛИМАТИЧЕСКИМ ГРУППАМ

Климатическая группа Обозначение климатического района Обозначение климатической группы (подгруппы) для применения норм Субъекты Российской Федерации: республики, края, области, города федерального значения, автономная область, автономные округа
1 2 3 4
1-я (соответствует холодному макроклиматическому району) II1, II2 1(1) Республики: Саха (Якутия) Автономные округа: Чукотский
II2, II3 1(2) Республики: Коми
Края: Красноярский (севернее 56 с.ш.),
Хабаровский (севернее 56 с.ш.)
Области: Амурская, Магаданская, Мурманская, Томская
Автономные округа: Ненецкий, Ханты-Мансийский автономный округ — Югра, Ямало-Ненецкий
2-я (соответствует холодному умеренному макроклиматическому району) II4 2(1) Республики: Алтай, Бурятия, Карелия, Тыва, Хакасия
Края: Алтайский, Забайкальский, Красноярский (южнее 56 с.ш.), Пермский, Хабаровский (южнее 56 с.ш.)
Области: Архангельская, Иркутская, Кемеровская, Курганская, Курская, Новосибирская, Омская, Свердловская, Тюменская, Челябинская
Автономная область: Еврейская
II5 2(2) Республики: Башкортостан, Марий Эл, Мордовия, Татарстан, Удмуртская, Чувашская республика — Чувашия
Области: Белгородская, Брянская, Владимирская, Вологодская, Воронежская, Ивановская, Калининградская, Калужская, Кировская, Костромская, Ленинградская, Липецкая, Московская, Нижегородская, Новгородская, Оренбургская, Орловская, Пензенская, Псковская, Рязанская, Самарская, Саратовская, Смоленская, Тамбовская, Тверская, Тульская, Ульяновская, Ярославская
Города федерального значения: Москва, Санкт-Петербург
II6 2(3) Края: Камчатский, Приморский
Области: Сахалинская
3-я (соответствует теплому умеренному макроклиматическому району) II7 3(1) Республики: Калмыкия, Карачаево-Черкесская, Северная Осетия — Алания
Области: Волгоградская, Ростовская
II9
II11
3(2) Республики: Адыгея, Дагестан, Ингушетия, Кабардино-Балкарская, Крым, Чеченская
Края: Краснодарский, Ставропольский
Области: Астраханская
Город федерального значения: Севастополь

Справка

Во исполнение постановления Правительства Российской Федерации от 12 ноября 2002 г. № 814 «О порядке утверждения норм естественной убыли при хранении и транспортировке материально-производственных запасов» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, № 46, ст. 4596; 2006, № 23, ст. 2523; 2009, № 12, ст. 1429) приказываем:

1. Утвердить согласованные с Министерством экономического развития Российской Федерации нормы естественной убыли нефти и нефтепродуктов при перевозке железнодорожным, автомобильным, водным видами транспорта и в смешанном железнодорожно-водном сообщении согласно приложению.

2. Не применять на территории Российской Федерации:

постановление Госснаба СССР от 8 июня 1977 г. № 30 «Об утверждении норм естественной убыли нефти и нефтепродуктов при приеме, отпуске, хранении и транспортировании» в части норм естественной убыли нефти и нефтепродуктов при перевозке железнодорожным и автомобильным видами транспорта;

постановление Госснаба СССР от 26 марта 1986 г. № 40 «Об утверждении норм естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировании» в части норм естественной убыли нефти и нефтепродуктов при перевозке железнодорожным и водным видами транспорта;

постановление Госснаба СССР от 7 августа 1987 г. № 107 «Об утверждении норм естественной убыли бензинов при перевозке морскими судами наливом»;

постановление Госснаба СССР от 25 марта 1988 г. № 25 «Об утверждении норм естественной убыли нефти и нефтепродуктов при перевозке морскими и речными судами наливом».

Министр энергетики
Российской Федерации
С.И. Шматко
Министр транспорта
Российской Федерации
И.Е. Левитин

Зарегистрировано в Минюсте РФ 21 декабря 2010 г.

Регистрационный № 19297

1. Нормы естественной убыли нефти при перевозке наливом в железнодорожных цистернах и танк-контейнерах железнодорожным транспортом и в смешанном железнодорожно-водном сообщении

2. Нормы естественной убыли нефтепродуктов при перевозке наливом в железнодорожных цистернах и танк-контейнерах железнодорожным транспортом и в смешанном железнодорожно-водном сообщении

3. Нормы естественной убыли нефти при перевозке автомобильным транспортом

4. Нормы естественной убыли нефтепродуктов при перевозке автомобильным транспортом

5. Нормы естественной убыли нефти при перевозке судами морского и внутреннего водного транспорта

6. Нормы естественной убыли нефтепродуктов при перевозке судами морского и внутреннего водного транспорта наливом на каждый рейс

7. Нормы естественной убыли 1 и 2 группы нефтепродуктов при перевозке морскими судами на каждые сутки нахождения в пути

Примечание:

1. Пункт 6 настоящих норм 1 и 2 группы нефтепродуктов при перевозках судами морского транспорта применяется для времени нахождения груза в пути:

а) свыше 15 суток для водных бассейнов европейской части Российской Федерации, Сибири, Белого и Берингова морей;

б) свыше 10 суток для остальных водных бассейнов.

Пункт 7 настоящих норм применяется для времени нахождения груза в пути:

а) до 15 суток для водных бассейнов европейской части Российской Федерации, Сибири, Белого и Берингова морей;

б) до 10 суток для остальных водных бассейнов.

2. При перевозках нефти и нефтепродуктов из одной климатической группы в другую, а также при переходе из одного сезонного периода в другой применяется большая величина нормы естественной убыли нефти и нефтепродуктов.

3. При перевозке нефти и нефтепродуктов из одного водного бассейна в другой определение величины естественной убыли при ее возникновении осуществляется по норме, имеющей среднеарифметическую величину норм, установленных для каждого из водных бассейнов, по которым транспортировались нефть или нефтепродукты от пункта налива (погрузки) до пункта слива (разгрузки).

4. При перегрузках с одного вида транспорта на другой и/или перегрузке с судна на судно в пути его следования соответствующая норма при перевозке увеличивается на 10% и применяется к перегружаемой массе с учетом пункта 5 настоящих примечаний.

5. В случаях, когда в соответствии с технологией проведения транспортной операции нефть и нефтепродукты 5 и 6 групп должны подогреваться, то независимо от периода года применяется норма весенне-летнего периода, увеличенная в зависимости от температуры подогрева:

от 21 до 30°С в 1,5 раза;

от 31 до 50°С в 2 раза;

от 51°С и выше в 3 раза.

При температуре подогрева от 11 до 20°С в осенне-зимний период соответствующая норма осенне-зимнего периода увеличивается в 1,5 раза, а норма весенне-летнего периода остается без изменения.

6. Распределение нефтепродуктов по группам для применения настоящих норм осуществляется согласно приложению 1 к настоящим нормам.

7. Распределение субъектов Российской Федерации по климатическим группам для применения настоящих норм приводится в приложении 2 к настоящим нормам.

8. Указанные нормы естественной убыли являются предельными и применяются только в случае фактической недостачи груза.

Приложение 1
к нормам естественной убыли нефти и нефтепродуктов
при перевозке железнодорожным, автомобильным,
водным видами транспорта и в смешанном
железнодорожно-водном сообщении

Распределение нефтепродуктов по группам

Группа нефтепродуктов Наименование нефтепродукта
1 Бензины автомобильные всех марок. Прямогонные бензины. Газовый конденсат стабильный. Бензин газовый стабильный (из газового конденсата).
2 Нефтяные растворители всех марок с температурой начала кипения от +50°С до 100°С. Бензины авиационные всех марок. Изооктан технический. Гептан нормальный. Бензол нефтяной. Отработанные нефтепродукты марки СНО. Топливо для реактивных двигателей Т-2.
3 Нефтяные растворители всех марок с температурой начала кипения от 100°С и выше. Топлива для реактивных двигателей с температурой начала кипения от 100°С до 150°С, кроме Т-2. Сольвент нефтяной. Керосин для технических целей. Лигроин приборный. Ксилол нефтяной. Толуол нефтяной. Этилбензол технический.
4 Керосины осветительные всех марок. Топлива дизельные и судовые с температурой помутнения (застывания) или с предельной температурой фильтруемости ниже минус 10°С. Топлива для реактивных двигателей с температурой начала кипения более 150°С. Изопропилбензол технический.
5 Топлива дизельные и судовые с температурой помутнения (застывания) или с предельной температурой фильтруемости от минус 10°С и выше. Топливо печное бытовое. Топливо моторное для среднеоборотных и малооборотных дизелей.
6 Мазуты всех марок. Масла смазочные всех марок. Битумы нефтяные жидкие. Прочие жидкие нефтепродукты, требующие подогрева. Отработанные нефтепродукты, кроме марки СНО.

Приложение 2
к нормам естественной убыли нефти и нефтепродуктов
при перевозке железнодорожным, автомобильным,
водным видами транспорта и в смешанном
железнодорожно-водном сообщении

Распределение субъектов Российской Федерации по климатическим группам (подгруппам) для применения норм естественной убыли

Приказ Министерства энергетики РФ и Минтранса РФ от 1 ноября 2010 г. № 527/236 “Об утверждении норм естественной убыли нефти и нефтепродуктов при перевозке железнодорожным, автомобильным, водным видами транспорта и в смешанном железнодорожно-водном сообщении”

Зарегистрировано в Минюсте РФ 21 декабря 2010 г.

Регистрационный № 19297

Текст приказа официально опубликован не был

Методы расчёта нормы естественной убыли нефтепродуктов

Автор статьи Владимир Хомутко Время на чтение: 6 минут АА 12792 Отправим материал вам на: Нажимая на кнопку, вы даете согласие на обработку своих персональных данных Методы расчёта нормы естественной убыли нефтепродуктов

При погрузке/разгрузке, транспортировке и в процессе хранения нефти и нефтепродуктов (НП), как правило, не удается избежать их естественной убыли. Такие потери нефтепродуктов и сырой нефти возникают в результате целого ряда причин, однако наибольшая убыль происходит в результате испарения и смачивания. Потери в результате смачивания происходят из-за прилипания вещества к стенкам резервуаров, автомобильных и железнодорожных цистерн, танков нефтеналивных судов и труб нефтепродуктопроводов.

Убыли от испарения в основном подвержены светлые нефтяные фракции, к которым относятся разные виды бензина, керосины, газовые конденсаты, легкие виды нефтей и так далее. Смачивание, как правило, приводит к потерям темных нефтепродуктов, таких, как тяжелая нефть, мазуты и тому подобных.

Размер таких потерь нормируется на законодательном уровне. В настоящее время нормы естественной убыли нефтепродуктов при хранении закреплены приказом номер 364 Министерства энергетики Российской Федерации от 13 августа 2009-го года, а последние изменения в них были внесены 17 сентября 2010-го.

Классификация норм технологических потерь нефтепродуктов

Нормы технологических потерь нефтепродуктов классифицируются по таким параметрам:

  • по климатическим зонам;
  • по сезонности, где различают два периода: осенне-зимний и весенне-летний;
  • по группам нефтепродуктов и нефти-сырца;
  • по типам используемых резервуаров и способам хранения;
  • по методам перевалки.

Рассмотрим нормы естественной убыли нефтепродуктов при хранении и перевалке по каждой группе.

Нормирование по климатическим зонам

Во времена Советского Союза на его территории выделяли пять таких климатических зон: от самой холодной, которая имела первый номер, до самой теплой, соответственно, с номером пять.

На территории современной России таких зон осталось три: холодная, умеренная и теплая.

В первую зону входят такие регионы нашей страны, как, например, Республика Саха (Якутия), Мурманская область, Ямало-Ненецкий автономный округ, Томская область и прочие районы с холодными климатическими условиями. Умеренными считаются такие российские регионы, как Поволжье, центральная часть России, юг Сибири и Дальнего Востока, Уральский регион и так далее.

К теплым зонам относятся южные области и республики нашей страны, такие, как Дагестан, Северная Осетия, Ставропольский и Краснодарский край, Астраханская и Ростовская области и так далее. Зачем нужно такое разделение в аспекте рассматриваемого вопроса? Дело в том, что светлые виды нефтепродуктов по мере повышения температуры окружающей среды начинают испаряться более интенсивно, поэтому нормы потерь нефтепродуктов в теплых зонах выше, нежели в холодных.

Если рассматривать темные нефтяные фракции, то там ситуация обстоит с точностью до наоборот, поскольку показатель их вязкости и, соответственно, уровень прилипания растут с понижением температурных значений. Поэтому показатели их естественных потерь в регионах, относящихся к теплым климатическим зонам, меньше, чем аналогичные значения в холодных зонах. От этого и зависит значение норм технологических потерь нефтепродуктов в каждой отдельной зоне климата.

Критерий сезонности

Как было сказано выше, выделяют два сезона – осенне-зимний и весенне-летний. В разных сезонных периодах естественные потери нефти и нефтепродуктов нормируются по-разному.

Другое название выделяемых периодов – холодный и теплый.

Такие временные промежутки разделяются с помощью показателей среднесуточных температур:

  • отрицательные показатели – холодный (осенне-зимний) сезон;
  • температуры больше 0 градусов – теплый (весенне-летний).

Согласно установленным требованиям, дата начала и дата окончания каждого периода утверждается руководством каждого предприятии отдельно и зависит от того, в какой климатической зоне (см. выше) оно находится. Например, в климатической зоне номер два (умеренной) весенне-летним, как правило, считается временной период с начала апреля до конца октября. Необходимость такого деления вызвана той же причиной, что и деление на зоны климата.

У светлых дистиллятов (бензин, дизтопливо и так далее) с повышением температуры увеличивается интенсивность испарительных процессов, вследствие чего нормы их естественной убыли в осеннее-зимний сезон меньше, чем в весенне-летний. С темными фракциями нефтепродуктов ситуация обратная – в холодный период потери возрастают, а значит, их нормы выше, чем для теплого сезона.

Классификация по группам нефти и продуктов её переработки

Ещё одним классификационным критерием для норм естественной убыли нефтепродуктов при хранении и других операциях являются их группы, в которые входят различные виды нефтей и нефтяных фракций.

Всего выделяют восемь таких групп:

Полезная информация
1 первая группа – это автомобильные бензины
2 вторая – технические (нефрасы) и авиационные виды бензинов, а также вакуумное масло марки ВМ-3
3 третья – керосин, применяемый в технических целях, нефтяной сольвент, нефтяные виды толуола и ксилола, вакуумное масло марки ВМ-6
4 четвертая группа – это арктическое и зимнее дизельное топливо и осветительный керосин
5 к пятой группе относятся: любое дизельное топливо, кроме зимнего и арктического и бытовое печное топливо
6 шестая – все марки мазутов, жидкие нефтяные битумы и все марки смазочных масел
7 седьмая – твердые виды битумов, все остальные марки смазок и паст и другие виды твердых нефтепродуктов
8 в восьмую группу включены все виды нефтей

Необходимость такой классификации вызвана тем, что разные нефтяные вещества имеют разные физико-химические свойства, поэтому их потери нормируются отдельно. Группы с первой по четвертую – это светлые нефтепродукты.

Типы используемых резервуаров, учитываемые при определении норм естественной убыли нефтепродуктов при хранении

Поскольку как испарение, так и смачивание зависит от вида применяемого резервуара, убыль светлых нефтепродуктов нормируется в зависимости от типа используемой при их хранении ёмкости.

Различают следующие типы резервуаров:

  • наземные стальные с понтоном;
  • наземные стальные без понтона, объем которых не превышает 400 кубометров;
  • наземные стальные без понтона, объем которых находится в пределах от 400 до 1000 кубометров;
  • тот же тип резервуара, но с объемом от одной до двух тысяч кубометров;
  • тоже самое, но с объемом больше двух тысяч кубов;
  • заглубленные стальные резервуары.

Наибольшее распространение на данный момент получили стальные резервуары наземного расположения, оборудованные понтонами.

Критерий способа перевалки

Естественная убыль нефтепродуктов при приеме, перевалке, отгрузке и транспортировании нормируется, как правило, по видам используемого транспорта:

  • трубопроводный;
  • железнодорожный;
  • водный;
  • автомобильный.

Применение норм естественной убыли при количественном учете нефти и продуктов её переработки

Любое предприятие, где происходит хранение, приемка и отпуск нефтепродуктов (например, нефтебаза) имеет конкретное местоположение и, как правило, оборудуется резервуарным парком с однотипными емкостями, которые разделены на сектора для хранения отдельных групп нефтепродуктов.

В связи с этим, если учет на предприятии подразумевает применение списания нефтепродуктов по статье «естественная убыль», то обычно для учета таких потерь для каждой нефтепродуктовой группы используют два набора норм технологических потерь нефтепродуктов (принцип сезонности). Значение этих норм, как правило, берутся из постановлений Министерства энергетики РФ или устанавливаются принятыми в конкретной компании регламентами. В любом случае такие нормы должны утверждаться внутренним приказом каждого предприятия.

В основном учет сейчас автоматизирован, поэтому нормирующие значения легко найти в справочнике по группам нефтепродуктов. В нем хранится вся необходимая информация, сформированная по принципу «группа НП – норма». Сами же значения нормативов разделяются в зависимости от вида технологической операции (хранение, перевалка и так далее).

В автоматизированных учетных системах каждому конкретному нефтепродукту присваивается группа, и по справочным значениям ведется списание естественных потерь. Далее мы приведем конкретный пример типовых значений нормативов убыли для двух наиболее распространенных нефтепродуктовых групп – первой и пятой.

В качестве примера пусть предприятие находится во второй климатической зоне, а его резервуарный парк состоит из стальных понтонных ёмкостей объемом до одной тысячи кубометров.

В таком случае нормы технологических потерь нефтепродуктов будут следующими:

Приемка железнодорожным транспортом:

  • первая группа НП:
  1. теплый период (далее – лето) – 0,4 кг/тонна;
  2. холодный период (далее – зима) – 0,23 кг/т.
  • пятая группа НП:
  • лето – 0,03;
  • зима – 0,03.

Автомобильная отгрузка:

  • первая группа:
  1. лето – 0,19 кг/тонна;
  2. зима – 0,08 кг/т.
  • пятая группа:
  • лето – 0,02;
  • зима – 0,01.

Продукты на хранении (первый месяц):

  • первая группа:
  1. лето – 0,88 кг/тонна;
  2. зима – 0,28 кг/т.
  • пятая группа:
  • лето – 0,10;
  • зима – 0,04.

Продукты на хранении (следующий месяц):

  • первая:
  1. лето – 0,57 кг/тонна;
  2. зима – 0,09 кг/т.
  • пятая:
  • лето – 0,08;
  • зима – 0,02.

Другими словами, если на нефтебазы производят технологическую операцию слива/налива в типичные железнодорожные цистерны (60 тонн), например, бензина, то его естественная убыль составит 24 килограмма. Другой пример; зимняя отгрузка дизельного топлива в автомобильную цистерну грузоподъемностью 4,5 тонны приведет к естественным потерям в размере 45-ти грамм (0,045 кг).

В большинстве случаев на типовых нефтебазах количественный учет нефтепродуктов ведут с точностью до целых килограммов.

Однако, точность учета зависит и от емкости используемых резервуаров, от которой зависит возможность измерения объемов и веса хранимых нефтепродуктов. Например, на крупных нефтехранилищах один миллиметр уровня продукта, находящегося в резервуаре, весит больше тонны. В таких емкостях учет могут вести даже с точностью до одной целой тонны.

Исходя из конкретных условий каждого предприятия, любые операции, которые учитывают движение нефтепродуктов, проводятся с точностью, не превышающей одни килограмм, и автоматизированные учетные системы также проектируются под эту точность. Из-за этого отражение естественных потерь, значение которых меньше, чем один килограмм, как правило, невозможно, поскольку смысла повышать точность до грамма даже при автоматизации учетного процесса особого смысла не имеет.

Расчет естественных потерь с использованием утвержденных на предприятии нормативом применяется не только к собственным нефтепродуктам конкретного предприятия. Во многих случаях такой расчет используется и для нефтепродуктов других организаций, находящихся на ответственном хранении. В таких ситуациях всегда ведут отдельный расчет для каждой сторонней организации, которая является собственником хранимых на предприятии НП.

Основные методики расчета и принятия к учету показателей естественной убыли нефтепродуктов

Среди таких способов, как правило, выделяю два основных:

  • посуточный расчет и расчет при проведении каждой технологической операции;
  • сводный расчет за определенный период.

Первый вид расчетов (по отдельным проводимым операциям и ежесуточно) применим далеко не всегда. Его можно использовать в тех случаях, когда заранее известно, что абсолютный размер естественной убыли по каждой проводимой операции больше , чем используемая на предприятии точность учета (к примеру, больше одного килограмма).

Вследствие этого, такой метод применим лишь на крупных предприятиях нефтяной и нефтеперерабатывающей отрасли, где практически не работают с мелкими партиями нефтепродуктов. Примером такого линейная производственно-диспетчерская станция (сокращенно – ЛПДС), на которой размер одной партии нефтепродуктов крайне редко бывает меньше, чем тысяча тонн.

Владимир Хомутко

Суть этой методики заключается в том, что естественные потери рассчитываются и берутся к учету в момент учета конкретной операции (поступление или отгрузка) с нефтепродуктами. Другими словами, количественное значение остатков НП сразу снижается на величину убыли, полученную расчетным путем. Если же НП находятся на хранении в резервуарном парке предприятия, убыль рассчитывают и списывают ежедневно (или каждую смену). Делают это, в основном, в начале суток или при пересменке.

Однако таких крупных предприятий в нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности – немного.

Основную массу таких предприятий составляют нефтебазы мелкого и среднего размеров, на которых, как правило, происходит приемка продукции железнодорожным транспортом, а её отпуск – в основном автомобильным. При такой работе обычный размер каждой партии товара составляет лишь несколько тонн. Поэтому в таких организациях первая методика неприменима, а возможно только проведение расчета естественных потерь за определенный отчетный период, которым обычно служит месяц, квартал и год.

При таком расчете массы учитываемых нефтепродуктов могут определяться практически с любой точностью (хоть до граммов), однако к учету принимаются только значения убыли, округленные до целых значений (в килограммах или литрах).

Иногда возникает необходимость провести расчет естественных потерь, которые происходят в остатках нефтепродуктов, находящихся на резервуарном хранении, отдельно по каждому сроку хранения. В этом случае системой автоматизированного учета движения НП, применяемой на предприятии, должно поддерживаться система складского учета по каждой партии нефтепродуктов, по их массам и объемам, методом FIFO.

Только такая методика складского учета дает возможность провести детализацию остатков по партиям, а также определить конкретную дату поступления каждой конкретной партии продукции и рассчитать на любую нужную дату срок её хранения. Партионная система учета также необходима в случаях, когда нефтепродукты не принадлежат самому предприятию, а находятся в его резервуарном парке на ответственном хранении. В таких ситуациях также необходимо учитывать естественную убыль для каждого отдельного владельца нефтепродуктов согласно принятым на предприятии нормативным значениям.

Подобные методики расчета давно и успешно автоматизированы и совмещены с общей системой бухгалтерского и складского учета. Применение компьютерной техники позволяет значительно облегчить процесс таких расчетов, снизить временные затраты на него и получить гарантированную точность. Несмотря на сравнительно небольшие показатели норм естественной убыли нефтепродуктов, если не вести такой учет, они со временем складываются в весьма существенные величины, которые несут прямые экономические убытки предприятию.

Список используемой литературы:

Рейтинг автора Автор статьи Владимир Хомутко Написано статей 195

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *