При транспортировке

П О С Т А Н О В Л Е Н И Е президиума Ростовского областного суда

г. Ростов-на-Дону 18 октября 2012 года

Президиум Ростовского областного суда в составе:

Председательствующего ЗОЛОТАРЕВОЙ Е.А.

Членов президиума КАРАЧУН Н.И., ОГУЛЬЧАНСКОГО М.И., ЮРОВОЙ Т.В., РАФАИЛОВА Л.М., ХОДАКОВА А.В.

рассмотрев дело по иску КАКОВКИНА А.Ю. к Министерству труда и социального развития Ростовской области, Муниципальному казенному учреждению «Управление социальной защиты населения Ворошиловского района г.Ростова-на-Дону» о признании права на присвоение звания «Ветеран труда», обязании подготовить проект,

переданное на рассмотрение суда кассационной инстанции на основании определения судьи Ростовского областного суда Тактаровой Н.П. от 24.09.2012 г. по кассационной жалобе КАКОВКИНА А.Ю. на апелляционное определение судебной коллегии по гражданским делам Ростовского областного суда от 02.08.2012 г.,

по докладу судьи Ростовского областного суда ТАКТАРОВОЙ Н.П.

У С Т А Н О В И Л:

03.04.2012 г. Каковкин А.Ю. обратился в суд с иском к Министерству труда и социального развития Ростовской области, Муниципальному казенному учреждению «Управление социальной защиты населения Ворошиловского района г.Ростова-на-Дону» о признании незаконным отказа в присвоении звания и признании права на присвоение звания «Ветеран труда».

Требования мотивированы тем, что он имеет необходимый стаж и награжден ведомственным знаком отличия в труде – Благодарностью Министерства энергетики РФ.

Просил признать отказ в присвоении звания «Ветеран труда» незаконным и признать право на его присвоение (л.д.5-8, 37).

Апелляционным определением судебной коллегии по гражданским делам Ростовского областного суда от 02.08.2012 г. решение суда первой инстанции от 29.05.2012 г. отменено и вынесено новое решение, которым Каковкину А.Ю. в удовлетворении предъявленного иска отказано.

В кассационной жалобе заявитель просит об отмене состоявшегося по делу апелляционного определения от 02.08.2012 г., как вынесенного с существенным нарушением норм материального права.

Заявитель не согласен с толкованием судебной коллегией положений ст.3 Областного закона Ростовской области от 18.09.2006 г. №541-ЗС «О порядке и условиях присвоения звания «Ветеран труда» в Ростовской области», при котором сделан вывод, что указанными положениями Закона Благодарность Министерства энергетики РФ не предусмотрена в качестве основания для присвоения звания «Ветеран труда».

При этом, ссылаясь на положения подпунктов 1,2 пункта 1 ст.3 данного закона, заявитель указывает, что при присвоении звания «Ветеран труда» в числе государственных наград учитываются «иные ведомственные знаки отличия в труде федеральных органов государственной власти». Таковым, по его мнению, является Благодарность Министерства энергетики РФ, предусмотренная Приказом Министерства энергетики РФ от 14.08.2008 г. №11 «О ведомственных наградах Министерства энергетики РФ».

Обращает внимание на то, что награждение его указанной Благодарностью было произведено на основании Приказа Министра энергетики РФ от № .

Определением судьи Ростовского областного суда от 22.08.2012 г. по кассационной жалобе Каковкина А.Ю., поступившей в Ростовский областной суд 17.08.2012 г., дело истребовано и поступило в Ростовский областной суд 24.08.2012 г.

Определением судьи Ростовского областного суда от 24.09.2012 г. кассационная жалоба с делом переданы для рассмотрения в судебном заседании суда кассационной инстанции – президиума Ростовского областного суда.

Ознакомившись с материалами дела, обсудив доводы жалобы, президиум находит состоявшееся по делу апелляционное определение судебной коллегии по гражданским делам Ростовского областного суда от 02.08.2012 г. подлежащим отмене в кассационном порядке по следующим основаниям.

В силу ст.387 ГПК РФ (в редакции ФЗ от 09.12.2010 г. № 353-ФЗ) основаниями для отмены или изменения судебных постановлений в кассационном порядке являются существенные нарушения норм материального права или норм процессуального права, которые повлияли на исход дела и без устранения которых невозможны восстановление и защита нарушенных прав, свобод и законных интересов, а также защита охраняемых законом публичных интересов.

В соответствии с пунктом 1 статьи 7 Федерального закона от 12.01.1995 г. № 5-ФЗ «О ветеранах» (с последующими изменениями и дополнениями) ветеранами труда являются лица, имеющие удостоверение «Ветеран труда»; награжденные орденами или медалями, либо удостоенные почетных званий СССР или Российской Федерации, либо награжденные ведомственными знаками отличия в труде и имеющие трудовой стаж, необходимый для назначения пенсии по старости или за выслугу лет; лица, начавшие трудовую деятельность в несовершеннолетнем возрасте в период Великой Отечественной войны и имеющие трудовой стаж не менее 40 лет для мужчин и 35 лет для женщин.

Таким образом, федеральным законодателем определен круг лиц, относящихся к категории ветеранов труда.

В соответствии с пунктом 4 статьи 7 названного Федерального закона порядок и условия присвоения звания «Ветеран труда» определяются законами и иными нормативными правовыми актами субъектов Российской Федерации.

Согласно ст.3 Областного закона Ростовской области от 18.09.2006 г. № 541-ЗС «О порядке и условиях присвоения звания «Ветеран труда» в Ростовской области» (ред. от 10.04.2012 г.) при присвоении звания «Ветеран труда» учитываются:

1) ордена, медали, почетные звания СССР или Российской Федерации, являющиеся государственными наградами;

2) Почетная грамота Правительства Российской Федерации, Почетная грамота Совета Федерации Федерального Собрания Российской Федерации, почетный знак Совета Федерации Федерального Собрания Российской Федерации «За заслуги в развитии парламентаризма», Почетная грамота Государственной Думы Федерального Собрания Российской Федерации, почетный знак Государственной Думы Федерального Собрания Российской Федерации «За заслуги в развитии парламентаризма», иные ведомственные знаки отличия в труде федеральных органов государственной власти, ведомственные знаки отличия в труде органов власти и управления СССР, Почетная грамота Администрации Ростовской области, Почетная грамота Губернатора Ростовской области, Почетный диплом Главы Администрации (Губернатора) Ростовской области «За заслуги в воспитании детей», Почетный диплом Губернатора Ростовской области «За заслуги в воспитании детей», Почетная грамота Законодательного Собрания Ростовской области, а также Почетная грамота Федерации Независимых профсоюзов России при условии, что ею награждены профсоюзные работники, освобожденные от работы в организации вследствие избрания (делегирования) на выборные должности в профсоюзные органы.

Министерство энергетики РФ является федеральным органом исполнительной власти, образованным в соответствии с Указом Президента РФ от 12.05.2008 г. №724 и действует на основании «Положения о Министерстве энергетики РФ», утвержденного Постановлением Правительства РФ от 28.05.2008 г. №400.

Приказом Министерства энергетики РФ от 14.07.2008 г. №11 «О ведомственных наградах Министерства энергетики Российской Федерации» учреждены 13 ведомственных наград данного министерства, в том числе Благодарность Министерства энергетики РФ. Этим же приказом утверждено «Положение о Благодарности Министерства энергетики РФ», в соответствии с которым Благодарность Министерства энергетики РФ объявляется рабочим, специалистам, служащим, руководителям организаций топливно-энергетического комплекса и нефтехимической промышленности, работникам центрального аппарата Министерства, его территориальных органов и подведомственных Министерству организаций при стаже работы в отраслях не менее 2 лет, добившимся высоких результатов в труде.

Таким образом, Благодарность Министерства энергетики РФ является ведомственным знаком отличия в труде, учрежденным федеральным органом государственной власти.

Как видно из дела, Благодарность Министерства энергетики РФ Каковкину А.Ю. объявлена Приказом Министра энергетики РФ от № (л.д.17).

Вторым условием присвоения звания «Ветеран труда» наряду с наличием государственных или ведомственных наград за трудовые отличия является наличие у гражданина трудового стажа, необходимого для назначения пенсии по старости или за выслугу лет.

Пенсия за выслугу лет назначается федеральным государственным служащим и военнослужащим. Право на трудовую пенсию имеют граждане РФ, застрахованные в соответствии с ФЗ «Об обязательном пенсионном страховании в РФ» от 15.12.2001 г. № 167-ФЗ, при соблюдении ими условий, предусмотренных Федеральным законом «О трудовых пенсиях в РФ» от 17.12.2001 г. №173-ФЗ.

Право на трудовую пенсию по старости имеют мужчины, достигшие возраста 60 лет, и женщины — 55 лет. Трудовая пенсия по старости назначается при наличии не менее 5 лет страхового стажа. В него включаются периоды работы и (или) иной деятельности, которые выполнялись на территории РФ при условии, что за это время уплачивались страховые взносы в Пенсионный фонд РФ. Периоды работы и (или) иной деятельности, которые выполнялись за пределами территории РФ, включаются в страховой стаж в случаях, предусмотренных законодательством РФ или международными договорами РФ, либо в случае уплаты страховых взносов в Пенсионный фонд РФ в соответствии со ст. 29 ФЗ » от 15.12.2001 г. № 167-ФЗ.

Согласно справке ООО от № общий стаж работы Каковкина А.Ю. по состоянию на 28.12.2011 г. составляет 17 лет 5 месяцев 05 дней (л.д.18).

Удовлетворяя заявленные Каковкиным А.Ю. исковые требования, суд первой инстанции, правильно установив круг значимых для данного дела обстоятельств, обоснованно исходил из того, что наличие у него Благодарности Министерства энергетики РФ и страхового стажа не менее 5 лет являлось достаточным для признания за ним права на присвоение звания «Ветеран труда».

При таких обстоятельствах выводы судебной коллегии об отказе Каковкину А.Ю. в удовлетворении заявленных требований, обоснованные тем, что Благодарность Министерства энергетики РФ положениями ст.3 Областного закона Ростовской области от 18.09.2006 г. № 541-ЗС «О порядке и условиях присвоения звания «Ветеран труда» в Ростовской области» в качестве основания для присвоения звания «Ветеран труда» не предусмотрена, президиум находит не соответствующими закону и в целях исправления судебной ошибки, допущенной при рассмотрении дела судом апелляционной инстанции в применении норм материального права, которая повлекла вынесение неправосудного решения, президиум признает апелляционное определение судебной коллегии от 02.08.2012 г. подлежащим отмене с оставлением без изменения решения суда первой инстанции от 29.05.2012 г.

На основании изложенного и руководствуясь ст. ст. 387, 388, 390 ГПК РФ, президиум

П О С Т А Н О В И Л:

Отменить апелляционное определение судебной коллегии по гражданским делам Ростовского областного суда от 02.08.2012 г. по делу по иску КАКОВКИНА А.Ю. к Министерству труда и социального развития Ростовской области, Муниципальному казенному учреждению «Управление социальной защиты населения Ворошиловского района г.Ростова-на-Дону» о признании права на присвоение звания «Ветеран труда», обязании подготовить проект, оставив без изменения решение Кировского районного суда г.Ростова-на-Дону от 29.05.2012 г.

Утверждены Постановлением Госснаба СССР от 2 июня 1986 г. N 63 ┌─────────────────────────────────────────────┬──────────────────┐ │ Наименование грузов │Нормы естественной│ │ │убыли в процентах │ │ │ от массы груза │ ├─────────────────────────────────────────────┼──────────────────┤ │При перевозке зерна, зерносмеси и отходов│ │ │первой категории <*>, семян масличных культур│ │ │и трав, хлебопродукции, отрубей независимо от│ │ │расстояния: │ │ │ насыпью │ 0,07 │ │ в таре │ 0,05 │ │ │ │ │Жмыхи и комбикорма при перевозке на│ │ │расстояние: │ │ │ до 25 км │ 0,04 │ │ свыше 25 км до 50 км │ 0,05 │ │ свыше 50 до 100 км │ 0,07 │ │ свыше 100 км на │ │ │ каждые последующие 100 км │ 0,02 │ └─────────────────────────────────────────────┴──────────────────┘ ——————————— <*> В соответствии с «Классификацией продуктов, получаемых при очистке, переработке зерна и калибровке кукурузы на предприятиях хлебопродуктов», утвержденной Приказом Минзага СССР от 19 апреля 1978 г. N 117. Примечания: 1. При автомобильных перевозках семян, трав, подвергавшихся очистке на электромагнитных машинах, норма естественной убыли при перевозках увеличивается на 15 процентов. 2. Указанные нормы естественной убыли являются предельными и применяются только в случае фактической недостачи массы груза. 3. Указанные нормы естественной убыли применяются при перевозках грузов гужевым транспортом.

Содержание

Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, транспортировании, хранении и отпуске на объектах магистральных нефтепродуктопроводов

УТВЕРЖДАЮ
Заместитель Министра
топлива и энергетики
Российской Федерации
Е.С.Морозов
04.09.98

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ
Нормы
естественной убыли нефтепродуктов при приеме,
транспортировании, хранении и отпуске на объектах
магистральных нефтепродуктопроводов

РД 153-39.4-033-98

Принятые сокращения

АЗС — автозаправочная станция;
ГСМ — горюче-смазочные материалы;
ЛПДС — линейно-производственная диспетчерская станция;
НПЗ — нефтеперерабатывающий завод;
РВС — резервуар вертикальный стальной;
РВСп — резервуар вертикальный стальной с понтоном
ВЗАМЕН Постановления Госснаба СССР от 26.03.86 N 40 в части норм естественной убыли нефтепродуктов при трубопроводном транспортировании.
СРОК ВВЕДЕНИЯ с 1 октября 1998 года.
Настоящий руководящий документ устанавливает нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, транспортировании, хранении и отпуске на объектах магистральных нефтепродуктопроводов. Нормы применяются всеми организациями независимо от форм собственности, транспортирующими и получающими нефтепродукты по магистральным нефтепродуктопроводам.

Общие положения

1.1. Естественная убыль нефтепродуктов — это потери (уменьшение массы при сохранении качества в пределах требований нормативных документов), являющиеся следствием физико-химических свойств нефтепродуктов, воздействия метеорологических факторов и несовершенства существующих в данное время средств защиты нефтепродуктов от испарения и налипания при транспортировании, приеме, хранении и отпуске.

1.2. К естественной убыли не относятся потери нефтепродуктов, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации и хранения, последствиями стихийных бедствий.

1.3. Норма естественной убыли — это предельно допустимая величина безвозвратных потерь нефтепродуктов, возникающих непосредственно при товарно-транспортных операциях вследствие сопровождающих их физико-химических процессов, а также потерь, неизбежных на данном уровне состояния применяемого технологического оборудования (потерь от испарения через неплотности насосов, задвижек, технологического оборудования), а также потерь от налипания на внутренние стенки и оборудование резервуаров, транспортных средств и трубопроводов.

1.4. В нормы естественной убыли не включены потери нефтепродуктов, связанные с ремонтом и зачисткой резервуаров и трубопроводов, при врезке лупингов и вставок, аварийные потери и потери от хищений, потери, вызванные последствиями стихийных бедствий, а также потери при внутрискладских перекачках.

1.5. Начисление потерь от естественной убыли производится в соответствии с данными нормами.
Списание недостач собственных нефтепродуктов в пределах норм естественной убыли до установления факта недостач запрещается.

1.6. Нефтепродукты, транспортируемые по магистральным нефтепродуктопроводам, в зависимости от физико-химических свойств разделены на пять групп (Приложение 1).

1.7. Для применения норм естественной убыли магистральные нефтепродуктопроводы распределены по климатическим поясам (Приложение 2).

1.8. Нормы естественной убыли установлены для двух периодов года: осенне-зимнего (с 1 октября по 31 марта) и весенне-летнего (с 1 апреля по 30 сентября); типа резервуара и вида технологической операции: прием (закачка), хранение, отпуск (выкачка).

1.9. Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, откачке из резервуаров и отпуске в транспортные средства установлены в килограммах на 1 тонну нефтепродукта принятого или отпущенного; норма при перекачке по магистральным нефтепродуктопроводам установлена в килограммах на одну тонну перекачиваемого нефтепродукта на 100 километров перекачки, а при длительном простое трубопровода — на одну тонну находящегося в линейной части нефтепродукта.

Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме

2.1. Естественная убыль нефтепродуктов при приемке в резервуары определяется умножением соответствующей нормы (таблица 1) на массу принятого нефтепродукта. Норма выбирается в зависимости от типа резервуара, в который закачивается нефтепродукт, периода года и климатического пояса.

2.2. Если масса нефтепродукта при приемке определяется по измерениям в резервуарах поставщика, то естественную убыль на прием начисляет организация, сдающая нефтепродукт. При этом организация, принимающая нефтепродукт, начисляет норму естественной убыли на откачку из резервуара и хранение (при условии хранения более суток).
Если при приемке организация определяет массу нефтепродукта по своим резервуарам, то естественную убыль по нормам на прием начисляет поставщик.

2.3. Нормы на прием при закачке в резервуары объектов магистральных нефтепродуктопроводов применяются с учетом коэффициентов режима работы резервуара:
К = 1 при режиме работы «через резервуар»,
К = 0 при режиме работы «из насоса в насос».

2.4. При приеме-сдаче нефтепродуктов по счетчикам (без использования резервуаров) естественная убыль по нормам не начисляется.

2.5. Норма естественной убыли нефтепродукта при приемке установлена при температуре нефтепродукта до 30 град. С. Если температура нефтепродукта при приеме превышает 30 град. С, то независимо от периода года применяется норма весенне-летнего периода, увеличенная в 1,5 раза.

Нормы естественной убыли при хранении нефтепродуктов в первый месяц хранения

3.1. Естественная убыль нефтепродуктов определяется умножением нормы (таблица 2), выбранной в зависимости от климатического пояса, типа резервуара и периода года, на массу нефтепродукта (в тоннах), принятого в течение календарного месяца (с 1-го по 1-е число следующего месяца).

3.2. При малом грузообороте резервуара (если нефтепродукт поступает в резервуар не чаще одного раза в месяц) норма таблицы 2 увеличивается на 55%.

Нормы естественной убыли нефтепродуктов при хранении более одного месяца

4.1. Естественная убыль нефтепродуктов при хранении более одного месяца определяется умножением массы находящегося в резервуаре более одного месяца нефтепродукта на норму, выбранную из таблицы 3 в зависимости от климатического пояса, типа резервуара и периода года.

4.2. Естественная убыль при хранении нефтепродукта более одного месяца начисляется при условии, что в течение отчетного календарного месяца нефтепродукт в резервуар не поступал и не откачивался из него.

Нормы естественной убыли нефтепродуктов при откачке из резервуара

5.1. Естественная убыль нефтепродуктов при откачке из резервуара определяется умножением нормы, выбранной из таблицы 4 в зависимости от климатического пояса, типа резервуара и периода года, на массу откачанного нефтепродукта.

Нормы естественной убыли нефтепродуктов при перекачке по магистральным нефтепродуктопроводам

6.1. Естественная убыль нефтепродуктов при перекачке по магистральным нефтепродуктопроводам определяется по формуле:
Q = 0,01 х М х L х Nл,

где: М — масса нефтепродукта, перекачанного по данному участку нефтепродуктопровода, т;
L — длина линейной части нефтепродуктопровода, по которому перекачивается партия нефтепродукта, км;
Nл — норма естественной убыли нефтепродукта на 100 км линейной части магистрального нефтепродуктопровода и отвода, принятая по таблице 5.

Нормы естественной убыли нефтепродуктов при отпуске в транспортные средства

7.1. Естественная убыль нефтепродуктов при отпуске в транспортные средства определяется умножением соответствующей нормы, выбранной по таблице 6 в зависимости от климатического пояса, периода года, типа транспортного средства, на массу отгруженного нефтепродукта (в тоннах).

7.2. Предприятие, отгружающее нефтепродукт, начисляет естественную убыль при отпуске в случае, если масса нефтепродукта определялась по измерениям в транспортных средствах (автомобильных и железнодорожных цистернах и судах).

7.3. Естественную убыль при отпуске в транспортные средства начисляет получатель в случае, если масса отгруженного нефтепродукта определялась по резервуарам или счетчикам предприятия-поставщика.

Нормы естественной убыли нефтепродуктов при сдаче в резервуары нефтебаз, складов ГСМ и АЗС по отводам от магистральных нефтепродуктопроводов

8.1. Естественная убыль нефтепродуктов 1 и 2-й групп определяется умножением нормы, выбранной по таблице 7 в зависимости от типа и вместимости резервуара, в который нефтебаза (склад ГСМ, АЗС) ведет прием нефтепродукта, климатического пояса и периода года, на массу сданного нефтепродукта.

8.2. Естественная убыль нефтепродуктов 3, 4, 5-й групп определяется умножением нормы, выбранной по таблице 7 в зависимости от типа резервуара, в который нефтебаза (склад ГСМ, АЗС) принимает нефтепродукт, климатического пояса и периода года, на массу сданного по отводу нефтепродукта.

8.3. Естественную убыль на прием начисляет предприятие магистрального нефтепродуктопровода при сдаче нефтепродукта по измерениям массы в резервуарах получателя.

Нормы естественной убыли нефтепродуктов при длительном простое магистрального нефтепродуктопровода

9.1. Естественная убыль нефтепродуктов при длительном простое (месяц и более месяца) определяется умножением нормы, выбранной по таблице 8, на массу нефтепродукта, находящегося в линейной части магистрального нефтепродуктопровода, технологических трубопроводах и отводах.

9.2. Естественная убыль нефтепродуктов при длительном простое более месяца начисляется при условии, что в течение календарного месяца перекачка по магистральным нефтепродуктопроводам не производилась.

Таблица 1. Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме (закачке) в резервуары

Таблица 1

Таблица 2. Нормы естественной убыли нефтепродуктов в первый месяц хранения в резервуарах

Таблица 2

Таблица 3. Нормы естественной убыли нефтепродуктов при хранении более одного месяца

Таблица 3

Таблица 4. Нормы естественной убыли нефтепродуктов при откачке из резервуаров

Таблица 4

Таблица 5. Нормы естественной убыли нефтепродуктов при перекачке по магистральным нефтепродуктопроводам и отводам

Таблица 5

Таблица 6. Нормы естественной убыли нефтепродуктов при отпуске в транспортные средства

Таблица 6

Таблица 7. Нормы естественной убыли нефтепродуктов при сдаче в резервуары нефтебаз, склады ГСМ и АЗС по отводам с магистральных нефтепродуктопроводов

Таблица 7

Таблица 8. Нормы естественной убыли нефтепродуктов при длительном простое магистрального нефтепродуктопровода

Таблица 8

Приложение 1. Распределение нефтепродуктов по группам

Приложение 1

Распределение нефтепродуктов по группам
1 группа

Бензины автомобильные всех марок.

2 группа

Топливо для реактивных двигателей Т-2.

3 группа

Топливо для реактивных двигателей всех марок, кроме указанных во 2 группе.
Керосин для технических целей.

4 группа

Топлива дизельные марок «Зимнее» и «Арктическое».

5 группа

Топлива дизельные, кроме указанных в 4-й группе.
Топливо печное бытовое.

Приложение 2. Распределение нефтепродуктопроводов по климатическим поясам для применения норм естественной убыли нефтепродуктов

Приложение 2

Приложение 3. Примеры расчетов нормативной естественной убыли нефтепродуктов при приеме, отпуске, хранении и перекачке по магистральным нефтепродуктопроводам

Приложение 3

Пример 1.
Перекачивающая станция ЛПДС-1 расположена во втором климатическом поясе. В мае (весенне-летний период) принято от НПЗ 130000 т автобензина с температурой 28 град. С. ЛПДС производит налив в суда и железнодорожные цистерны, отпуск на нефтебазу (по отводу) и перекачку по магистральному нефтепродуктопроводу длиной 138 км на другую перекачивающую станцию ЛПДС-2, расположенную в той же климатической зоне; на 19-м километре производится сброс на вторую нефтебазу в РВСп-2000; на 54-м километре сброс на третью нефтебазу в резервуары РВСп-1000 (рис. 1).

Рис.1

1. Естественная убыль автобензина складывается:

1.8. При перекачке по магистральному нефтепродуктопроводу диаметром 530 мм длиной 19 км (до отвода ко второй нефтебазе):
Еп1 = (87175,301 — 1,744) х 0,01 х 19 х 0,19 = 3146,9 кг = 3,146 т,
где: 1,744 — естественная убыль автобензина при откачке из резервуаров ЛПДС в магистральный нефтепродуктопровод;
0,19 — норма естественной убыли при перекачке.

где: 15000 — сброс на вторую нефтебазу;
3,146 — естественная убыль при перекачке по магистральному нефтепродуктопроводу до отвода на вторую нефтебазу;
естественная убыль автобензина:
Еп2 = 72170,411 х 0,01 х 35 х 0,19 = 4799,3 кг = 4,799 т,
где: 0,19 — норма естественной убыли при перекачке.

1.12. При перекачке по отводу диаметром 150 мм длиной 1 км на третью нефтебазу:
Епн3 = 18000 х 0,01 х 1 х 0,19 = 34,2 кг = 0,034 т.

где: 18000 — масса автобензина, закачанного в резервуары третьей нефтебазы;
4,799 — естественная убыль автобензина на участке магистрального нефтепродуктопровода длиной 35 км;
естественная убыль автобензина:
Еп3 = 54165,612 х 0,01 х 84 х 0,19 = 8644,832 кг = 8,644 т,
где: 0,19 — норма естественной убыли автобензина при перекачке (табл.5).

1. Естественная убыль дизельного топлива складывается:

Рис.2

где: 24000, 30000 — масса дизтоплива, отгруженного в железнодорожные цистерны и на нефтебазу;
7,800 — естественная убыль при приеме от НПЗ, т; 2,600 естественная убыль при хранении в резервуарах ЛПДС-1, т;
естественная убыль дизтоплива:
Еот = 205989,600 х 0,01 = 2060 кг = 2,060 т,
где: 0,01 — норма естественной убыли дизтоплива при откачке из резервуаров (табл.4).

1.9. Всего нормативной естественной убыли дизтоплива:
Едиз = 7800 + 2600 + 240 + 600 + 540 + 2060 + 31145,3 + 4119 = = 49104,3 кг = 49,104 т.
Пример 3.
Магистральный нефтепродуктопровод находился при отсутствии перекачки с автобензином (с температурой 10 град.С) более двух месяцев.
Трубопровод состоит из линейной части длиной 100 км диаметром 530 мм, отвода на нефтебазу длиной 30 км диаметром 150 мм и технологических трубопроводов длиной 3 км диаметром 530 мм.
Масса автобензина, находящегося в трубопроводах, определяется в соответствии с «Инструкцией по учету нефтепродуктов на магистральных нефтепродуктопроводах» РД 153-39-011-97.
Естественная убыль автобензина в первый месяц простоя трубопроводов составила:
Етр = 16150 х 0,08 = 1292 кг = 1,292 т,
где: 16150 — масса автобензина в трубопроводах, определенная согласно инструкции РД 153-39-011-97, при температуре 10 град.С, т;
0,08 — норма естественной убыли автобензина при простое трубопровода в течение календарного месяца (табл.8).
Естественная убыль в следующий месяц простоя трубопроводов с автобензином определяется аналогично.
При возобновлении перекачки в течение календарного месяца естественная убыль начисляется только по норме на перекачку.

Пояснительная записка к проекту руководящего документа «Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, транспортировании, хранении и отпуске на объектах магистральных нефтепродуктопроводов»

Разработанный проект РД устанавливает величину норм естественной убыли при приеме, хранении, отпуске и перекачке по магистральным нефтепродуктопроводам и отводам на нефтебазы, склады горюче-смазочных материалов и автозаправочные станции. Нормы предназначены для применения всеми организациями независимо от форм собственности, транспортирующими и получающими нефтепродукты по магистральным нефтепродуктопроводам.
В настоящее время все потребители и поставщики нефтепродуктов, пользующиеся услугами АО магистральных нефтепродуктопроводов АК «Транснефтепродукт» на всей территории Российской Федерации, а также при транспортировке в страны СНГ, Латвию, Венгрию и др., пользуются «Нормами естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировании», утвержденными Постановлением Государственного комитета СССР по материально-техническому снабжению от 26 марта 1986 г. N 40. Указанным Постановлением для предприятий магистральных нефтепродуктопроводов были утверждены две нормы:
естественной убыли нефтепродуктов при приеме, отпуске и хранении в резервуарах магистральных нефтепродуктопроводов;
естественной убыли нефтепродуктов при перекачке по магистральным нефтепродуктопроводам.
При отпуске в транспортные средства применялась норма, общая для нефтесбытовых организаций и предприятий магистральных нефтепродуктопроводов.
Основными причинами пересмотра норм естественной убыли нефтепродуктов, утвержденных Постановлением Госснаба СССР в 1986 году, являются изменения, произошедшие в последние годы в технологии и параметрах перекачки и работе резервуаров МНПП.
Согласно «Типовым методическим положениям по разработке норм естественной убыли продукции производственного назначения и товаров народного потребления при транспортировании и хранении» нормы должны разрабатываться на основе экспериментальных исследований или данных бухгалтерского учета, отражающих фактическую убыль за ряд лет, и пересматриваться каждые 3-5 лет.
Проект РД разработан на основе результатов исследований и теоретических расчетов по методикам Н.Н.Константинова, бывш. НИИТранснефть, ОЛТТ УНИ, а также отчетных данных АО АК «Транснефтепродукт» за последние три года.
Теоретические расчеты естественной убыли позволяют установить соотношение величин убыли в различных климатических поясах, а также влияние на процесс испарения физико-химических свойств нефтепродуктов, условий проведения технологических операций, периода года, типа и режима эксплуатации резервуаров.
В действующих нормах естественной убыли нефтепродуктов, утвержденных в 1986 году, территория СССР была разделена на пять климатических зон, при этом в четвертую и пятую климатические зоны не входили регионы Российской Федерации. Во вторую климатическую зону были включены многие регионы РФ с различными климатическими характеристиками. После распада СССР выявилась необходимость пересмотра деления территории России на климатические пояса с целью их уточнения.
За основу при пересмотре принято районирование территории по ГОСТ 16350, использующего в качестве основных климатических факторов при районировании территории для технических целей температуру и относительную влажность воздуха, кроме того, учитывались величины относительных потерь от естественной убыли легкоиспаряющихся нефтепродуктов в весенне-летний период и среднегодовых. Согласно ГОСТ 16350 для каждого из климатических районов выделены представительный и экстремальный пункты. Для расчетов естественной убыли нефтепродуктов выбраны только те климатические районы, по территории которых проходят магистральные нефтепродуктопроводы. Данные этих пунктов характеризуют климатический район по средним и предельным значениям большинства климатических факторов.
Согласно ГОСТ 16350 территория Российской Федерации расположена в холодном и умеренном макроклиматических районах. Магистральные нефтепродуктопроводы АК «Транснефтепродукт» попадают только в умеренный макроклиматический район и располагаются в следующих климатических районах (обозначения приняты по ГОСТ 16350):

Таблица 1

В связи с тем, что рассматривались только территории, по которым проходят магистральные нефтепродуктопроводы и отводы к нефтебазам, складам ГСМ и автозаправочным станциям, первая климатическая зона, определенная Постановлением N 40 от 26.03.86, в РД не попадает.
В нормах естественной убыли 1986 года при распределении территории СССР по климатическим зонам во вторую зону было включено множество регионов с различными климатическими характеристиками. В разработанном проекте эта климатическая зона разделена на два пояса: второй и третий.
Для указанных в таблице 1 пунктов выполнены расчеты естественной убыли нефтепродуктов при приеме в резервуары (от «больших дыханий»), при хранении в резервуарах (от «малых дыханий») и после выкачки нефтепродукта из резервуара (от «обратного выдоха»).
Расчеты выполнены:
для нефтепродуктов 1 группы — автомобильных бензинов с давлением насыщенных паров 66,7 кПа (500 мм рт. ст.) и 79,8 кПа (600 мм рт.ст.) при годовых коэффициентах оборачиваемости резервуаров 24 и 36, кроме того, дополнительно была рассчитана естественная убыль при годовых коэффициентах оборачиваемости 2 и 8;
для нефтепродуктов 2 группы с давлением насыщенных паров 39,9 кПа (300 мм рт.ст.);
для нефтепродуктов 3 группы с давлением насыщенных паров 1,5 кПа (11 мм рт.ст.).
Степень заполнения принята равной 0,8 высоты резервуара.
Естественная убыль нефтепродуктов 1 и 2 групп определялась из резервуаров со стационарной крышей (без понтона) и с понтоном.
На основе выполненных расчетов определена относительная естественная убыль нефтепродуктов — на 1 тонну закачанного в резервуар, 1 тонну хранимого в резервуаре и 1 тонну выкачанного из резервуара нефтепродукта.
Относительная естественная убыль (в килограммах на 1 т нефтепродукта) автомобильных бензинов из вертикальных резервуаров без понтонов приведена в таблице 2.

Таблица 2

Примечание. В естественную убыль при хранении включена убыль при откачке из резервуара.

Анализ величин естественной убыли позволяет сгруппировать рассматриваемые пункты в климатические пояса для расчета норм.
Многовариантные расчеты показали, что наиболее оптимальной группировкой пунктов является следующая: в первый пояс (вторую климатическую зону) входят пункты умеренно холодного климатического района (Тюмень — Улан-Удэ); во второй пояс (третью климатическую зону) входят пункты умеренного, умеренно теплого и умеренно теплого влажного климатических районов (Москва- Минск-Рига).
В первом климатическом поясе, расположенном в холодном и арктическом — восточном и западном климатических районах по ГОСТ 16350, магистральные нефтепродуктопроводы не проходят.
Указанная группировка дает наименьшую погрешность при определении усредненной величины естественной убыли при приеме, хранении, откачке из резервуаров. Более крупная группировка климатических районов приводит к значительным отклонениям от среднего значения величины естественной убыли по группируемым пунктам.
Естественная убыль нефтепродуктов при наливе в автомобильные и железнодорожные цистерны рассчитывалась для случаев налива сверху «открытой», «полуоткрытой» и «закрытой струей», а также налива снизу, который рассматривается как герметизированный с избыточным давлением внутри котла цистерны: автомобильной 147,15 ГПа (0,15 кг/кв.см), железнодорожной 1471,5 ГПа (1,5 кг/кв.см).
Экспериментальные данные, полученные различными исследователями, одного порядка с расчетными. Результаты расчетов естественной убыли при наливе железнодорожных цистерн аналогичны результатам расчетов автомобильных цистерн.
Изменение объемов и параметров перекачки нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам привело к уменьшению их загрузки, сопровождающемуся длительными простоями (месяц и более) с заполненным нефтепродуктом. В связи с появлением случаев длительных простоев магистральных нефтепродуктопроводов с нефтепродуктами необходимо учитывать естественную убыль их в линейной части, манифольдах, насосных станциях в период простоя. Эти потери возникают вследствие потери герметичности запорной, регулирующей, предохранительной арматурой, появления других источников потерь от естественной убыли, которые не могут быть ликвидированы при достигнутом уровне изготовления и эксплуатации оборудования.
В связи с изложенным разработаны впервые нормы естественной убыли нефтепродуктов из линейной части магистрального нефтепродуктопровода при отсутствии перекачки — при длительном простое нефтепродуктопровода (более месяца).
Нормы естественной убыли нефтепродуктов разработаны для пяти групп нефтепродуктов: автомобильных бензинов, топлив для реактивных двигателей, керосина для технических целей, дизельных топлив, печного бытового топлива.
Нормы естественной убыли разработаны для трех климатических поясов и двух периодов года — осенне-зимнего и весенне-летнего.
Резервуары разделены по типам: со стационарными крышами (без понтонов), с понтонами, заглубленные железобетонные с металлической оболочкой.
Проект РД содержит следующие нормы естественной убыли нефтепродуктов:
при приеме (закачке) в резервуары;
в первый месяц хранения в резервуарах;
при хранении в резервуарах более одного месяца;
при откачке из резервуара;
при перекачке по магистральным нефтепродуктопроводам и отводам;
при отпуске в транспортные средства;
при сдаче в резервуары нефтебаз, складов ГСМ и автозаправочных станций по отводам с магистральных нефтепродуктопроводов;
при длительном простое магистрального нефтепродуктопровода.
В связи с перегруппировкой климатических поясов уточнены нормы естественной убыли нефтепродуктов из резервуаров при приеме, хранении, отпуске (откачке). Изменились за последние годы режимы эксплуатации резервуаров: это приводит к длительным простоям с нефтепродуктами, полному насыщению газового пространства резервуара парами нефтепродукта и тем самым увеличению потерь от естественной убыли при последующей закачке и особенно при хранении. Поэтому нормы при закачке и хранении несколько выше, чем действующие.
Приведены примеры расчетов естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, сбросе на нефтебазы, перекачке по отводам и магистральным нефтепродуктопроводам, а также при длительном простое магистрального нефтепродуктопровода.
Пересмотрен и уточнен порядок применения норм естественной убыли нефтепродуктов при транспортировании по магистральным нефтепродуктопроводам; указан порядок начисления естественной убыли при приеме нефтепродуктов с температурой выше 30 град. С, при длительном простое магистрального нефтепродуктопровода с нефтепродуктом.
Первая и вторая редакции РД рассылались на отзыв и согласование в АК «Транснефтепродукт», вторая редакция была рассмотрена на совещании при вице — президенте АК «Транснефтепродукт» С.П. Макарове. Все замечания специалистов АК и АО учтены при разработке третьей редакции.
Третья редакция РД рассылалась на согласование нефтяным компаниям. НК «Сургутнефтегаз» и НК «Сибнефть» замечаний не имели. Замечания и предложения нефтяных компаний «ЛУКойл», «ЮКОС», «Башнефтехим» рассмотрены и обсуждены на согласительном совещании в АК «Транснефтепродукт» и учтены при подготовке окончательной редакции РД, направляемой на утверждение в Минтопэнерго РФ.
Разработанный проект РД содержит нормы, которые ниже фактических, и их снижение весьма проблематично. Техническое оборудование, применяемое при транспортировке, хранении и перевалке, соответствует уровню зарубежных образцов, и получение дополнительного сокращения потерь на нем невозможно.
Предполагаемый ввод норм в действие — 1998 год.
Срок действия норм — 5 лет.
Электронный текст документа
подготовлен ЗАО «Кодекс» и сверен по:
рассылка

Мнение эксперта 30 Ноября 2017, 13:21 4481

При транспортировке зерновых грузов автомобильным или железнодорожным транспортом компании-грузовладельцы постоянно сталкиваются с потерями зерна. Это неизбежное явление, т.к. при транспортировке и выгрузке зерно просыпается. В нем происходят биологические процессы (дыхание, дозревание и т.д.), которые влияют на количество и качество транспортируемой продукции. Если к этому добавить умышленное искажение персоналом количества и качества зерна при его отгрузке или приемке на элеваторах и терминалах, учесть воровство зерна в пути, то картина будет полная.

Потерь зерна при транспортировке не избежать, но необходимо их каким-то образом минимизировать. А самое главное — нужно разобраться: кому выгодны эти потери?

Виды потерь зерна при транспортировке

Потери зерна при транспортировке можно условно разделить на две группы:

  • по количеству (недостача веса);

  • по качеству (расхождение в качественных показателях зерна

В свою очередь, потери зерна при транспортировке как по количеству, так и по качеству делятся на нормативные (допускаемые) и сверхнормативные.

Читать по теме: Как минимализировать потери зерна при транспортировке. Законодательный аспект

Красть вагонами: как исчезает зерно на железной дороге

В этой статье я хочу поговорить о нормативных потерях зерна при транспортировке. Это потери, наличие которых допускает и регламентирует законодательство Украины. Для начала необходимо ответить на несколько важных вопросов:

Во-первых, кто ответственен за нормативные потери зерна при транспортировке? На кого ложатся нормативные потери зерна при транспортировке в конечном счете?

Во-вторых, действительно ли эти нормативные потери зерна ничтожно малы и не влияют на зерновой бизнес, или они в своем денежном эквиваленте почти сравнялись с маржинальностью самого бизнеса.

В-третьих, кто заинтересован в существовании нормативных потерь зерна при транспортировке? Кто получает от этого материальную выгоду?

В-четвертых, что нам с этими нормативными потерями делать?

Теперь об этом по порядку.

При обнаружении нормативных потерь (расхождений) по количеству или качеству перевезенного зерна автомобильным или ж/д транспортом, груз считается доставленным без потерь. Соответственно, никто за эти потери не несет материальной ответственности (ни перевозчик, ни грузоотправитель). Они в полном объеме ложатся на плечи владельца зерна.

Владелец зерна (зернотрейдер, экспортер, внутренний переработчик) закладывает эти нормативные потери в закупочную стоимость зерна (наряду с другими логистическими затратами). Поэтому, чем выше нормативные потери, тем меньше готов зернотрейдер заплатить сельхозпроизводителю. Таким образом, за нормативные потери при транспортировке в конечном счете расплачивается сельхозпроизводитель, т.к. он получает меньшую цену за свое выращенное зерно. Поэтому нормативы потерь зерна при транспортировке необходимо пересмотреть и уменьшить в разумных пределах.

Какова же величина нормативных (допускаемых) потерь зерна при транспортировке для различных видов транспорт?

Обратимся к законодательству. Согласно «Правилам перевозки грузов железнодорожным транспортом» (раздел 8. Правила выдачи грузов. Ст. 27), норма недостачи составляет 0,5% от массы груза.

Что касается автотранспорта, то согласно «Правилам перевозок грузов автомобильным транспортом в Украине» (Приказ Минтранса Украины №363 от 14.10.1998 г.), норма недостачи груза составляет около 0,17-0,19% от массы нетто.

Раздел 13. Правила сдачи грузов «При определении количества груза при помощи взвешивания, перевозчик не несет материальную ответственность в случае расхождения между массой груза, указанной в ТТН и фактической массой груза, если разница масс не превышает:

  • «нормы естественной (природной) убыли груза при транспортировке» — 0,07% от массы груза согласно Постановлению ГОССНАБА СССР № 63 от 02.06.1986 г. «Об утверждении норм естественной убыли отдельных видов грузов при перевозках автомобильным транспортом».

  • «технической нормы точности весов…» — 20-80 кг на одной автомашине, в зависимости от типа автомобильных весов.

Допускаемые (нормативные) расхождения при определении качественных показателей зерна:

В соответствии с ГОСТ 13586.5-93 «Зерно. Метод определения влажности» и ДСТУ 4811:2007. «Семена масличных культур. Метод определения влажность».

Б) Допускаемая погрешность при определении сорной и зерновой (масличной) примеси зерна или масличных культур:

От ± 0,2% до ± 3% — в зависимости от общего содержания сорной примеси в зерне или масличных культурах.

В соответствии с ГОСТ 30483-97 «Зерно. Методы определения общего и фракционного содержания сорной и зерновой примесей; содержания мелких зерен и крупности; содержания зерен пшеницы, поврежденных клопом-черепашкой; содержания металломагнитной примеси» и ГОСТ 10854-88. «Семена масличные. Метод определения сорной, масличной и особо учитываемой примеси».

Давайте на примере подсолнечника рассмотрим величину допускаемых потерь при транспортировке в денежном выражении (подсолнечник — одна из самых дорогих масличных культур):

  • норма недостачи груза по количеству для ж/д транспорта — 0,5% от веса нетто;

  • норма недостачи груза по количеству для автотранспорта — 0,17% от веса груза;

  • допускаемые расхождения при определении качества подсолнечника — ±1,5% от массы подсолнечника включают в себя:
    ±0,5% — допускаемая погрешность при определении влажности подсолнечника;

±1% — допускаемая погрешность при определении сорной примеси в подсолнечнике с сорной примесью 3,1-4%.

Таким образом, только нормативные потери подсолнечника при транспортировке могут составить:

  • для ж/д транспорта — 2,0% от массы груза;

  • для автотранспорта — 1,67% от массы груза.

В денежном выражении при стоимости подсолнечника 11 тыс. грн/т потери только в пределах допускаемых норм потерь для железнодорожного транспорта составляют 220 грн на 1 тонне, что сопоставимо с общей доходностью переработки подсолнечника в Украине.

Нормативные потери подсолнечника при транспортировке автомобильным транспортом составят 187 грн/т.

Как мы видим, нормативные (допускаемые) потери подсолнечника при транспортировке — это колоссальный ущерб для владельцев подсолнечника и в конечном итоге — для сельхозпроизводителей, занимающихся выращиванием этой культуры.

Кому выгодно?

Откуда же фактически берутся нормативные потери зерна при транспортировке? Кто в этом заинтересован?

По моему личному убеждению, нормативные потери (расхождения) по качеству зерна — это в большей степени последствия умышленных действий персонала лабораторий как элеватора-грузоотправителя, так и сотрудников лабораторий элеваторов, терминалов-грузополучателей.

  • При отгрузке зерна с элеватора сотрудники лаборатории занижают фактические показатели влажности и сорной примеси в рамках допускаемой погрешности. Таким образом, грузовладельцу вместо зерна отгружают воду и сор.

  • При приемке зерна на терминале или элеваторе сотрудники лабораторий, наоборот, завышают показатели влажности и сорной примеси, тем самым квалифицируют часть поступившего зерна как воду и сор. При этом обе лаборатории следят за тем, чтобы не выйти за рамки допускаемой погрешности. Ведь в противном случае они вынуждены будут провести комиссионное определение качества.

Таким нехитрым способом на элеваторах и терминалах создается излишек в размере 1-2% от годового оборота зерна. Это огромные деньги, которые зерновые склады получают от манипуляции с качественными показателями зерна.

Что может свидетельствовать об умышленном характере искажения качественных показателей зерна недобросовестными элеваторами?

Например, наличие постоянного «минусового отклонения» в качественных показателях зерна. Ведь при объективном определении качества зерна погрешность должна колебаться, то в «отрицательном», то в «положительном» диапазоне (в ГОСТах и ДСТУ погрешность определения качества так и обозначается ± 0,5%).

Если мы систематически видим только «минусовое» отклонение в пределах допуска, это явный признак, что кто-то умышленно корректирует качественные показатели зерна в пределах допустимых значений.

Хотя существуют и объективные причины расхождений качественных показателей зерна в пределах допуска между лабораториями грузоотправителя и грузополучателя.

Такими причинами являются:

а) различные способы отбора проб (например, в пункте отгрузки отбор проб зерна производится ручным щупом, а в месте приемки — пневматическим пробоотборником);

б) самосортирование зерна в процессе транспортировки (легкие примеси поднимаются в зерновой насыпи, а тяжелые опускаются на дно кузова, что приводит к неравномерному качеству зерна в кузове авто или ж/д вагона);

в) некоторые различия в технологии определения сорной примеси (например, на одном элеваторе определение сора производится путем просеивания зерна через сита вручную, а на другом — просеивание производится на механическом рассеве, что может привести к незначительному расхождению качественных показателей).

Какова текущая ситуация с нормативными потерями зерна при транспортировке зерновых грузов с линейных элеваторов ?

В последнее время такой способ зарабатывания денег зерновыми складами используется повсеместно. Исключением являются некоторые предприятия с иностранным менеджментом или крупные транснациональные компании, которые ведут цивилизованную рыночную деятельность. Для них такой способ является неприемлемым. Основная же масса зерновых складов продолжает активно использовать эти лазейки, чтобы создавать излишки зерна на своих предприятиях.

Как бороться?

С одной стороны, необходима либерализация рынка, то есть уменьшение роли государства в рыночных отношениях; с другой — нужен эффективный контроль за действиями операторов рынка со стороны государства по некоторым вопросам (в том числе, необходим и независимый арбитр по вопросу качества зерна).

Как достичь объективной оценки качества зерна на элеваторах?

1.Необходимо разделить процессы отбора проб зерна из транспортного средства и само проведение лабораторных исследований между персоналом. Производить данные операции в отдельных помещениях, чтобы исключить контакт персонала.

2.Нужно производить лабораторные исследования обезличенных проб зерна (очень важно, чтобы лаборанты не знали, кто поставщик зерна, какие качественные показатели указаны в сопроводительном документе о качестве зерна и т.д.).

3.Лаборанты обязаны добросовестно выполнить лабораторные исследования согласно методикам, указанным в соответствующем ГОСТе или ДСТУ.

Как уменьшить нормативные потери зерна при транспортировке?

Для начала я бы предложил пересмотреть норму недостачи груза при перевозке зерна железной дорогой. Действующая норма недостачи для ж/д транспорта (0,5% от массы нетто груза), значительно завышена и требует уменьшения до 0,13-0,16%.

Относительно нормативных потерь зерна при транспортировке по качеству (а это львиная доля нормативных потерь), моя позиция следующая: пока существует двойное трактование участниками зернового рынка ГОСТов и ДСТУ по определению качества зерна, эту проблему мы никогда не решим. Действительно, в ГОСТах и ДСТУ по определению конкретного качественного показателя зерна (влажности или сорной примеси и т.п.) существуют допускаемые расхождения (погрешности) между контрольным и первоначальным результатом. Но при этом там четко указано, что, если расхождение между контрольным и первоначальным определением качества зерна не превышает допустимые величины, в таком случае окончательным необходимо считать первоначальный результат.

То есть если при приемке зерна на терминале вы обнаружили расхождения по качеству зерна в пределах допускаемой погрешности, вы обязаны подтвердить качество отправителя (в этом случае владелец зерна не понесет никаких потерь по качеству).

Если же расхождения превышают допускаемую погрешность, то необходимо производить комиссионное определение качества, результат которого будет окончательным для всех сторон (в этом случае владелец зерна также не понесет потерь по качеству).

Если грузоотправитель систематически отправляет зерно с «минусовым» отклонением по качеству в пределах нормы, необходимо предусмотреть меры воздействия на недобросовестный зерновой склад.

На практике сегодня мы видим, что и элеватор-грузоотправитель, и получатели зерна (терминалы, МЭЗы и т.п.) являются обособленными юридическими лицами со своими сертифицированными лабораториями. Свои лабораторные показатели качества они считают единственно верными. В этой ситуации страдает собственник, который реально теряет зерно в пределах этих допусков (от 1% до 2% массы).

Как изменить эту ситуацию? Как отучить сотрудников лабораторий зерновых складов работать с «запасом» по качеству?

Давайте вместе обсуждать и искать способы воздействия на недобросовестные зерновые склады, пересматривать существующую нормативную базу. Только решив эти проблемы, мы придем к цивилизованному зерновому рынку в Украине.

Валерий Ткачев, заместитель директора по логистике компании «ТД» Дельта Вилмар»

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.

1.1. 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.

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;

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

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).

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.

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, *.

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.

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.

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

Записи созданы 8837

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Похожие записи

Начните вводить, то что вы ищите выше и нажмите кнопку Enter для поиска. Нажмите кнопку ESC для отмены.

Вернуться наверх