Постановление Правительства КР «Об утверждении Методики определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на кустовых базах сжиженного газа и автогазозаправочных станциях и Методики определения технологических потерь нефтепродуктов при зачистке резервуаров»

ПРАВИТЕЛЬСТВО КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 26 июля 2011 года № 408 Об утверждении Методики определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на кустовых базах сжиженного газа и автогазозаправочных станциях и Методики определения технологических потерь нефтепродуктов при зачистке резервуаров В соответствии с положениями статьи 270 Налогового кодекса Кыргызской Республики и Закона Кыргызской Республики "О нефти и газе" Правительство Кыргызской Республики ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить прилагаемые:

- Методику определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на кустовых базах сжиженного газа и автогазозаправочных станциях;

- Методику определения технологических потерь нефтепродуктов при зачистке резервуаров.

2. Настоящее постановление вступает в силу со дня официального опубликования.

3. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на отдел топливно-энергетического комплекса и минеральных ресурсов Аппарата Правительства Кыргызской Республики.

Премьер-министр

А.Атамбаева

Утверждена постановлением Правительства Кыргызской Республики от 26 июля 2011 года № 408

МЕТОДИКА определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на кустовых базах сжиженного газа и автогазозаправочных станциях

(В редакции постановления Правительства КР от 14 мая 2012 года № 284)

1. Общие положения и область применения

2. Термины и определения

3. Структура технологических потерь СУГ

4. Расчет потерь СУГ на КБСГ

5. Расчет потерь при хранении СУГ (естественная убыль)

6. Расчет потерь СУГ на АГЗС

7. Общие потери СУГ

8. Норма потерь СУГ за период

9. Примеры расчета технологических потерь

1. Общие положения и область применения

1. Настоящая Методика разработана для определения расчета технологических потерь сжиженных углеводородных газов (далее - СУГ), которые имеют место только при соблюдении действующих технических требований по эксплуатации и ремонту кустовых баз сжиженного газа и автогазозаправочных станций.

2. Потери при аварийных ситуациях в Методике не учитываются. Потери сжиженных углеводородных газов, рассчитываемые согласно настоящей Методике, являются предельными и применяются только в случае фактической недостачи СУГ. Списание СУГ до установления факта недостачи запрещается. Способы расчетов позволяют находить потери СУГ за любой отчетный период.

3. Настоящая Методика устанавливает порядок расчета потерь СУГ и вводится для применения на объектах, осуществляющих прием, отпуск и хранение СУГ.

2. Термины и определения

4. Для определения технологических потерь при зачистке резервуаров нефтепродукты подразделяются на I, II, III группы, указанные в таблице 4, прилагаемой к настоящей Методике. Нормы технологических потерь нефтепродуктов для I, II, III групп в зависимости от их вязкости и степени испаряемости установлены в прилагаемых к настоящей Методике таблицах 1, 2, 3 соответственно.

(В редакции постановления Правительства КР от 14 мая 2012 года № 284)

3. Структура технологических потерь СУГ

5. Технологические потери СУГ имеют место при следующих операциях:

- слив из железнодорожных цистерн, слив из автомобильных цистерн;

- наполнение автоцистерн, газовых баллонов, установленных в автомобилях, баллонов с СУГ;

- ремонт (техническое обслуживание, ремонт и переосвидетельствование емкостей, цистерн, баллонов для СУГ газобаллонных автомобилей, ремонт и замена запорной арматуры, ремонт компрессоров и насосов);

- эксплуатации парков хранения СУГ (дренирование емкостей с СУГ);

- хранение СУГ (естественная убыль).

6. Количество остановок за период на ремонт и освидетельствование должно соответствовать нормативным документам по ремонту и эксплуатации оборудования (заводским инструкциям, графикам ремонтов и т.д.).

4. Расчет потерь СУГ на КБСГ

7. Расчет потерь при сливе СУГ из железнодорожных цистерн ведется по формуле:

ж г вз Пж = №ц * (Пж + Пж + Пж ), (кг), где: (1)

№ц - количество железнодорожных цистерн, сливаемых за период; ж Пж - потери СУГ в жидкой фазе при сливе одной цистерны (кг); г Пж - потери СУГ в газовой фазе при сливе одной цистерны СУГ (кг); вз Пж - потери СУГ в виде возврата газовой фазы, заполняющей объем одной цистерны после слива СУГ (кг).

ж Пж = 2 * pж * Vш, (кг), где: (2)

2 - количество сливо-наливных линий при сливе одной цистерны; pж - плотность жидкой фазы СУГ (кг/куб.м) (определяется по компо- нентному составу и температуре); Vш - объем сливо-наливного шланга (куб.м).

2

П x dш Vш = ------ 10^(-6) x Lш, (куб.м), где: (3)

4

П - число "пи"; dш - внутренний диаметр шланга (мм); 10^(-6) - переводной коэффициент из (мм в м); Lш - длина шланга (м).

г Пж = pг * Vш, (кг), где: (4)

pг - плотность газовой фазы СУГ (кг/куб.м) (определяется по компо- нентному составу и температуре); Vш - объем шланга газовой фазы (куб.м) определяется по формуле (3).

вз Пж = pг * Vц, (кг), где: (5)(1)

Vц - объем одной цистерны (куб.м).

Утверждена постановлением Правительства Кыргызской Республики от 26 июля 2011 года № 408

МЕТОДИКА определения технологических потерь нефтепродуктов при зачистке резервуаров

1. Общие положения

2. Нормы технологических потерь нефтепродуктов при зачистке резервуаров

1. Общие положения

1. Настоящая Методика определения технологических потерь нефтепродуктов (далее - НП) при зачистке резервуаров (далее - Методика) устанавливает порядок расчета потерь нефтепродуктов при зачистке резервуаров и вводится для применения на нефтебазах и автозаправочных станциях (далее - АЗС) независимо от формы собственности.

2. Нормы распространяются на все вводимые, действующие и реконструируемые нефтебазы, склады топлива, АЗС и предназначены для использования при определении безвозвратных потерь и потерь от снижения качества нефтепродуктов при зачистке резервуаров.

3. Нормы распространяются на вертикальные резервуары, в том числе оснащенные понтонами и плавающими крышами, и горизонтальные (наземные и подземные).

4. Нормы установлены для нефтепродуктов I, II и III групп в зависимости от их вязкости и степени испаряемости. Распределение нефтепродуктов на I, II и III группы приведены в прилагаемых к настоящей Методике таблицах N 1, 2, 3 соответственно.

5. В процессе технологических операций по зачистке резервуаров значительная часть нефтепродукта сохраняет кондицию, т.е. соответствует требованиям стандартов, часть нефтепродукта теряется безвозвратно, а другая часть снижает показатели качества.

6. Безвозвратными потерями нефтепродуктов являются потери, учитываемые вследствие вентилирования, промывки, пропарки, механической или ручной зачистки и других операций.

7. Безвозвратные потери нефтепродуктов устанавливаются в единицах массы и подлежат списанию при оформлении учетных документов.

8. Потери от снижения качества устанавливают количество нефтепродуктов в единицах массы, переведенных в смесь отработанных нефтепродуктов (далее - СНО).

9. За нормы безвозвратных потерь и потерь от снижения качества принимаются допустимые величины соответствующих потерь нефтепродуктов при зачистке резервуаров, зависящие от их физико-химических свойств, а также от технических средств и технологии зачистки резервуаров.

10. Резервуары подвергаются периодической зачистке. Резервуары должны зачищаться также перед ремонтом, градуировкой, нанесением антикоррозионных покрытий на внутреннюю поверхность резервуара, сменой нефтепродукта.

11. Зачистка резервуаров выполняется с соблюдением техники безопасности и противопожарных требований.

12. После удаления основного нефтепродукта из резервуара на его стенках и на днище остается невыбираемый насосом технологический остаток. Масса технологического остатка зависит от вида нефтепродукта, типа и технического состояния резервуара, длительности эксплуатации резервуара без зачистки.

13. Масса (М, кг) налипшего на внутренние стенки резервуара нефтепродукта рассчитывается по формуле:

M = Kн x S, где: (1)

Kн - коэффициент налипания нефтепродукта на вертикальную металлическую поверхность (кг/кв.м); S - площадь поверхности налипания (кв.м). Коэффициент налипания нефтепродуктов II и III групп определяется экспериментально и составляет от 1,3 до 5,3 кг/кв.м.

14. Площадь поверхности налипания вертикальных цилиндрических резервуаров определяется по формуле:

S = 2 х р х r х H, где: (2)

р - число "пи"; r - внутренний радиус резервуара в метрах; Н - высота смоченной поверхности стенки при оптимальном заполнении резервуара в метрах.

15. Площадь поверхности налипания вертикальных цилиндрических резервуаров с понтонами (плавающими крышами) определяется по формуле:

2

S = 2 x p x H x r + p x r = p x r x (r + 2 x H), где: (3)

р - число "пи"; диаметр понтона (плавающей крыши) принимается равным внутреннему диаметру резервуара.

16. Площадь поверхности налипания горизонтальных резервуаров определяется по следующим формулам:

- для резервуаров с плоскими днищами:

2

S = 2 x p x r x L + 2 x p x r = 2 x p x r x (L + r), где: (4)

S - площадь поверхности налипания резервуара с плоским днищем (кв.м); p - число "пи"; r - радиус днища резервуара, в метрах; L - длина цилиндрической части резервуара, в метрах;

- для резервуаров с коническими днищами:

Sk = 2 x p x r x L + 2 x p x r x l = 2 x p x r x (L + l), где: (5)

Sk - площадь поверхности налипания резервуара с коническим днищем, (кв.м); р - число "пи"; r - радиус цилиндрической части резервуара, в метрах; l - длина образующей конической части резервуара, в метрах;

- для резервуаров со сферическими днищами:

Sc = 2 x p x r x L + 2 x 2 x p x r x h = 2 x p x r x (L + 2xh) (6)

где: Sc - площадь поверхности налипания резервуара со сферическим днищем, кв.м; р - число "пи"; h - высота сферического сегмента резервуара, в метрах.

17. Масса (M1, кг) нефтепродукта в виде осадка на днище вертикального резервуара определяется по формуле:

2

M1 = 0,7 x p x r x h x p, где: (7)

р - число "пи"; r - внутренний радиус резервуара, в метрах; h высота слоя осадка, в метрах; r - плотность осадка, (кг/куб.м).

18. Масса (M2, кг) нефтепродукта в виде осадка в горизонтальном резервуаре определяется по формуле:

M2 = 0,7 х 0,5 х [l х r - а х (r - h)] х р х L, где: (8)

l - длина дуги окружности, ограничивающей осадок снизу, в метрах; r - внутренний радиус резервуара, в метрах; а - длина хорды, ограничивающей поверхность осадка сверху, в метрах; h - высота осадка, в метрах; р - плотность осадка, (кг/куб.м); L - длина резервуара, в метрах. Примечание. Плотность осадка принята равной 1000 (кг/куб.м). Доля содержания нефтепродукта в осадке принята равной 0,7. Параметры приняты усредненными на основании результатов отечественных и зарубежных научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по зачистке резервуаров, железнодорожных цистерн и нефтеналивных судов от остатков нефтепродуктов.

2. Нормы технологических потерь нефтепродуктов при зачистке резервуаров

19. Зачистка резервуара от нефтепродуктов I группы производится в следующей последовательности:

освобождение резервуара от остатка нефтепродукта "подъемом его на воду" посредством закачивания воды (до уровня нижней отметки приемо-раздаточного патрубка) или другим способом; выкачка воды с остатком нефтепродукта из резервуара на очистные сооружения (далее - ОС); дегазация резервуара принудительной или естественной вентиляцией от паров нефтепродуктов; промывка резервуара водой.

20. Безвозвратные потери нефтепродуктов I группы при зачистке резервуаров включают:

- потери с водой, закачиваемой в резервуар для освобождения от нефтепродуктов;

- потери при дегазации резервуара от паров нефтепродуктов;

- потери эмульгированных нефтепродуктов на ОС.

21. Потери от снижения качества при зачистке резервуаров от нефтепродуктов I группы составляют их остатки, отделяемые от промывочной воды на ОС.

22. Нормы безвозвратных потерь и потерь от снижения качества нефтепродуктов I группы приведены в таблице N 1.

23. Зачистка резервуаров от нефтепродуктов II и III групп производится посредством предварительного подогрева вязкого остатка для его удаления.

Технологический процесс включает следующие операции:

- выкачка подвижного остатка нефтепродукта насосом в разделочный резервуар;

- разогрев остатка вязкого нефтепродукта паром (от котельной или передвижной пропарочной установки);

- мойка резервуара (горячей водой или моющими средствами);

- дегазация принудительной или естественной вентиляцией от паров нефтепродуктов;

- удаление донного осадка.

24. Безвозвратные потери нефтепродуктов II и III групп включают:

- потери нефтепродуктов, образующиеся при промывке водой и моющими средствами стенок и днища резервуара;

- потери при дегазации;

- потери эмульгированных нефтепродуктов на ОС.

25. Потери от снижения качества при зачистке резервуаров от нефтепродуктов II-III групп составляют их остатки, отделяемые от промывочной воды или моющих средств на ОС.

26. Нормы безвозвратных потерь и потерь от снижения качества нефтепродуктов II и III групп приведены соответственно в прилагаемых таблицах N 2 и 3.

27. При несовпадении номинальной вместимости резервуара с вместимостью, приведенной в таблицах N 1, 2, 3, безвозвратные потери НП и потери от снижения его качества определяются по формулам:

N1 + (N2 - N1) * (V0 - V1) N2 = -------------------------- (V2 - V1)

или

N2 - (N2 - N1) * (V2 - V0) N0 = -------------------------- (V2 - V1)

где:

N0 - определяемые нормируемые потери НП (кг); N1 - ближайшая по таблице нижняя норма потерь НП (кг); N2 - ближайшая по таблице верхняя норма потерь НП (кг); V0 - вместимость резервуара, норма потерь из которого определяет- ся, (куб.м); V1 - ближайшее по таблице нижнее значение вместимости резервуара, (куб.м); V2 - ближайшее по таблице верхнее значение вместимости резервуара, (куб.м). Пример: Определить нормируемые потери при зачистке резервуара вместимостью 4000 куб.м из-под НП 1 группы. Норма безвозвратных потерь:

423 + (748 - 423) * (4000 - 3000) N0 = --------------------------------- = 585,5 (кг) или (5000 - 3000)

748 - (748 - 423) * (5000 - 4000) N0 = --------------------------------- = 585,5 (кг) (5000 - 3000)

Норма потерь от снижения качества:

381 + (548 - 381) * (4000 - 3000) N0 = --------------------------------- = 464,5 (кг) или (5000 - 3000)

548 - (548 - 381) * (5000 - 4000) N0 = --------------------------------- = 464,5 (кг) (5000 - 3000)

Таблица N 1

Нормы технологических потерь при зачистке резервуаров нефтепродуктов I группы

Таблица N 2

Нормы технологических потерь при зачистке резервуаров нефтепродуктов II группы

Таблица N 3

Нормы технологических потерь при зачистке резервуаров нефтепродуктов III группы

(3) В числителе указана величина безвозвратных потерь НП, в знаменателе - величина потерь НП, переводимых в СНО (кг).

Таблица 4 Распределение нефтепродуктов на группы (В редакции постановления Правительства КР от 14 мая 2012 года № 284)

(1) В первую группу включены НП, вязкость которых не устанавливается нормативными документами. Во вторую группу включены НП, вязкость которых при +20 град. Цельсия не превышает 75 сСт. К третьей группе относятся НП, вязкость которых при +20 град. Цельсия превышает 75 сСт. К данным группам относятся и другие НП, соответствующие вышеперечисленным условиям