Естественная убыль нефтепродуктов на АЗС

Содержание

Версия для печати

Главная > Статьи > Резервуары и резервуарное оборудование >

Нормы естественной убыли нефтепродуктов на АЗС

    Потери нефтепродуктов на автозаправочных станциях и нефтескладах исчисляют по «Нормам естественной убыли нефти и нефтепродуктов при приемке, отпуске, хранении и транспортировке», утвержденным Госснабом СССР от 28 марта 1986 г. № 40. Применение норм обязательно для всех организаций и предприятий. Эти нормы потерь установлены в зависимости от группы нефтепродуктов, сезона года, климатических условий и типа резервуара.

    Нефтепродукты в зависимости от физико-химических свойств, обусловливающих их естественную убыль, распределены по восьми группам (табл.1).

    Календарный год делится на два периода: осенне-зимний (с I октября по 31 марта включительно) и весенне-летний (с 1 апреля по 30 сентября включительно). Для применения норм в зависимости от климатических условий территория СНГ разделена на пять климатических зон (табл. 4).

    Нормы естественной убыли являются предельно допустимыми и применяются только в случаях фактической недостачи нефтепродуктов.

    Таблица 1

    Распределение нефтепродуктов по группам

    Группа Наименование нефтепродукта
    1
    Бензин автомобильный, ГОСТ 2084-77
    Бензин автомобильный, АИ-96 «Экстра», ОСТ 38019-75
    2
    Бензин-растворитель, ГОСТ 443-76
    Бензин авиационный, ГОСТ 1012-72
    Масло вакуумное ВМ-3
    Топливо для реактивных двигателей Т-2, ГОСТ 10227-86
    Бензин авиационный, ГОСТ 3134-78
    3
    Бензин-растворитель, ГОСТ 3134-78
    Масло вакуумное БМ-6
    Топливо для реактивных двигателей (кроме Т-2), ГОСТ 10227-86
    Топливо РТ для реактивных двигателей
    Керосин для технических целей
    4
    Этилбензол технический, ГОСТ 9385-77
    Керосин осветительный
    Топливо дизельное «Зимнее» и «Арктическое», ГОСТ 305-82
    5
    Масло АМГ-10 (МГ-15В), ГОСТ 6794-75
    Топливо дизельное кроме «Зимнего» и «Арктического», ГОСТ 305-83
    Топливо моторное для среднеоборотных и малооборотных дизелей, ГОСТ 1667-68
    Топливо нефтяное для газотурбинных установок, ГОСТ 10433-75
    Топливо печное бытовое ТПБ, ТУ 38 101656-76
    Топливо дизельное экспортное, ТУ 38 001162-73
    6
    Мазуты всех марок
    Масла смазочные всех марок
    Битумы нефтяные жидкие
    Прочие нефтепродукты
    7
    Смазки всех марок
    Битумы твердые
    Пасты разные
    Церезин
    Разные твердые нефтепродукты
    8
    Нефти разные

    Таблица 2

    Мероприятия по предотвращению и сокращению потерь нефтепродуктов на АЗС

    Источники и причины потерь нефтепродуктов Мероприятия
    Испарение нефтепродуктов из резервуаров в результате больших и малых «дыханий»
    Газовая обвязка резервуаров в общую дыхательную систему.
    Использование дыхательных клапанов повышен­ного давления. Сокращение продолжительности и частоты сливов топлива за счет параллельного слива по нескольким шлангам из большегрузных автоцистерн.
    Увеличение среднего коэффициента заполненности резервуаров.
    Применение системы улавливания и конденсации паров бензина, вытесняемых из резервуаров при сливе.
    Потери нефтепродуктов при сливе из автоцистерн в резервуары АЗС
    Применение совершенных герметических соединительных устройств.
    Устройство металлических сливных колодцев над резервуарами.
    Систематический контроль исправности сливного рукава и его соединений.
    Применение индикатора полного слива из автоцистерны.
    Потери при заправке автотранспорта
    Использование автоматически перекрывающихся заправочных кранов.
    Визуальный контроль оператором мест заправки.
    Использование колонок переменной произво­дительности.
    Утечки нефтепродуктов из резервуаров и трубопроводов в результате нарушения их герметичности
    Своевременнее и качественное выполнение регламентных работ по техническому обслуживанию.
    Применение вертикальных резервуаров, установленных в железобетонных колодцах. Применение управляемых, верхних приемных клапанов на всасывающем, трубопроводе.
    Проливы и утечки при техническом обслуживании и ремонте оборудования
    Использование специального инструмента и оснастки при работе по ТО и ТР. Устройство специальных площадок для установки автоцистерн при сливе.
    Неполный слив нефтепродуктов из автоцистерн в резервуары A3С
    Контроль исправности дыхательных клапанов и фильтров сливных устройств. Применение специальных индикаторов слива.

    Таблица 3

    Сроки хранения нефтепродуктов (лет), установленные с учетом образования фактических смол и нестабильности тетраэтилсвинца

    Нефтепродукт Способ хранения Климатическая зона
    Северная Средняя Южная
    Автобензины В наземных резервуарах 1,5 1,5 1
    Дизельное топливо
    В подземных резервуарах 2 2 1,5
    В любых резервуарах 6 6 6
    Масла В любых резервуарах 4 4 3

    Таблица 4

    Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приёме, хранении, отпуске на автозаправочных станциях и пунктах заправки (кг/т) принятого количества (Постановление Госснаба СССР от 24.03.1986 г.)

    Примечания: 1) нормы естественной убыли не распространяются на нефтепродукты, принимаемые и сдаваемые по счёту (фасованная продукция); 2) в нормы естественной убыли не включены потери нефтепродуктов, связанные с ремонтом и зачисткой резервуаров, трубопроводов, всё виды аварийных потерь, а также потери при внутрискладских перекачках; 3) нормы естественной убыли являются предельными и применяются только в случае фактических недостач. Списание нефтепродуктов в пределах естественной убыли до установления факта недостачи запрещается; 4) Тюменская область – 2 зона, Ханты-Мансийский АО – 1 зона.

    Таблица 5

    Зависимость месячных потерь бензина от числа циклов сливо-наливных операций, т

    Методы расчёта нормы естественной убыли нефтепродуктов

    Автор статьи Владимир Хомутко Время на чтение: 6 минут АА 12507 Отправим материал вам на: Нажимая на кнопку, вы даете согласие на обработку своих персональных данных Методы расчёта нормы естественной убыли нефтепродуктов

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

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

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

    Классификация норм технологических потерь нефтепродуктов

    Нормы технологических потерь нефтепродуктов классифицируются по таким параметрам:

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

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

    Нормирование по климатическим зонам

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

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

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

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

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

    Критерий сезонности

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

    Другое название выделяемых периодов – холодный и теплый.

    Такие временные промежутки разделяются с помощью показателей среднесуточных температур:

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

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

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

    Классификация по группам нефти и продуктов её переработки

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

    Всего выделяют восемь таких групп:

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

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

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

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

    Различают следующие типы резервуаров:

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

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

    Критерий способа перевалки

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

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

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

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

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

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

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

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

    В таком случае нормы технологических потерь нефтепродуктов будут следующими:

    Приемка железнодорожным транспортом:

    • первая группа НП:

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

Автомобильная отгрузка:

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

Продукты на хранении (первый месяц):

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

Продукты на хранении (следующий месяц):

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

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

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

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

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

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

Основные методики расчета и принятия к учету показателей естественной убыли нефтепродуктов

Среди таких способов, как правило, выделяю два основных:

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

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

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

Владимир Хомутко

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

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

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

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

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

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

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

Транснефть | Порт Приморск6:04 Заголовок Транснефть | Порт Приморск Просмотров 16,143 views5:20 Заголовок Устройства слива нефтепродуктов Просмотров 13,500 views4:52 Заголовок Новороссийский нефтеперевалочный ко … Просмотров 646 views

Список используемой литературы:

Рейтинг автора Автор статьи Владимир Хомутко Написано статей 195

РД 34.09.109 Методические указания по инвентаризации жидкого топлива на электростанциях

Инвентаризация ГСМ: цели проведения

Инвентаризируют все виды ГСМ – дизтопливо, бензин, масла и смазки. Проводят проверку для установления наличия этих запасов в единицах измерения по видам и сопоставления его с учетной информацией на дату инвентаризации. Кроме того, важным критерием периодических поверок ГСМ является контроль соблюдения условий и порядка хранения этого высоколиквидного актива, часто являющегося объектом хищения.

Проведение инвентаризации ГСМ (как и других активов фирмы) регулируется законом «О бухучете» и начинается с издания соответствующего распоряжения руководителя компании или вышестоящей организации, которое должно определять срок ее осуществления и состав инвентаризационной комиссии. Как правило, ее председателем назначают главного инженера компании, поскольку вопросы снабжения и использования ГСМ в организации находятся в сфере его обязанностей.


ОБЩАЯ ЧАСТЬ

. Инвентаризация жидкого топлива производится в целях определения его фактических остатков и используется для проверки правильности его учета.

. Инвентаризации подлежит топливо, находящееся в резервуарах склада (расходных и резервных) и в приемных емкостях, за исключением топлива в трубопроводах.

. При выполнении требований, изложенных в настоящих Методических указаниях, относительная погрешность инвентаризации не превысит: — в вертикальных цилиндрических резервуарах — ±0,5 %, в горизонтальных резервуарах — ±1,3 % измеряемой величины в соответствии с ГОСТ 26976-86. При этом пределы допускаемой относительной погрешности измерений не должны превышать следующих значений: уровня ±0,1 %; температуры ±1 %; плотности ±0,1 %; влажности ±1 %.

. Инвентаризация проводится ежемесячно по состоянию на первое число каждого месяца.

. Инвентаризация топлива производится комиссией согласно действующим правилам учета топлива на электростанциях.

. При инвентаризации определяется рабочий и «мертвый» (приложение 1) остатки топлива при фактической влажности и на «сухую» массу (с вычетом рабочей влажности).

. После инвентаризации составляется акт в соответствии с приложением 2, в который заносятся результаты измерений и расчетов. Акт утверждается директором электростанции.

— в расходных резервуарах — на уровне, превышающем на 20 см отметку, при которой происходит срыв насосов при номинальном часовом расходе топлива на электростанции с учетом расхода в линии рециркуляции;

— в резервных резервуарах — остающееся после срыва одного откачивающего насоса при 30 %-ной его подаче;

— в приемных емкостях — на уровне, превышающем на 10 см отметку, при которой происходит срыв одного перекачивающего насоса при его номинальной подаче.

. Уровень «мертвого» остатка для каждого резервуара и емкости определяется в течение первого года их эксплуатации комиссией (см. п. 1.5) и утверждается районным (производственным) энергетическим управлением (объединением).

— для электростанций с расходом мазута 100 т/ч и более — в двух расходных резервуарах;

— для остальных электростанций — в одном расходном резервуаре.

Увеличение количества расходных резервуаров с «мертвым» остатком по п. 1.10 допускается РЭУ (ПЭО) при соответствующем технологическом обосновании.

. В случае, когда в промежутке между инвентаризациями в резервуаре не было движения топлива (подача, отбор), масса топлива в этом резервуаре может приниматься по результатам предыдущей инвентаризации.

. На все емкости для хранения топлива должны быть составлены градуировочные таблицы, утвержденные главным инженером электростанции.

Градуировка металлических вертикальных резервуаров производится в соответствии с ГОСТ 8.380-80, а горизонтальных — ГОСТ 8.346-79.

Градуировка железобетонных резервуаров производится в соответствии с .

. При инвентаризации должны применяться средства измерений, указанные в приложении 3.

. Все средства измерений, применяемые при инвентаризации, должны иметь действующее клеймо (или свидетельство о поверке). Применение средств измерений с истекшим сроком поверки недопустимо.

1.1. Инвентаризация
жидкого топлива производится в целях определения его фактических
остатков и используется для проверки правильности его учета.

1.2. Инвентаризации
подлежит топливо, находящееся в резервуарах склада (расходных и
резервных) и в приемных емкостях, за исключением топлива в
трубопроводах.

1.3. При выполнении
требований, изложенных в настоящих Методических указаниях,
относительная погрешность инвентаризации не превысит: — в
вертикальных цилиндрических резервуарах — ±0,5%, в горизонтальных
резервуарах — ±1,3% измеряемой величины в соответствии с ГОСТ
26976-86. При этом пределы допускаемой относительной
погрешности измерений не должны превышать следующих значений:
уровня ±0,1%; температуры ±1%; плотности ±0,1%; влажности ±1%.

1.4. Инвентаризация
проводится ежемесячно по состоянию на первое число каждого
месяца.

1.5. Инвентаризация
топлива производится комиссией согласно действующим правилам учета
топлива на электростанциях.

1.6. При инвентаризации
определяется рабочий и «мертвый» (приложение 1) остатки топлива при
фактической влажности и на «сухую» массу (с вычетом рабочей
влажности).

1.7. После инвентаризации
составляется акт в соответствии с приложением 2, в который
заносятся результаты измерений и расчетов. Акт утверждается
директором электростанции.

1.8. За «мертвый» остаток
принимается топливо:-
в расходных резервуарах — на уровне, превышающем на 20 см отметку,
при которой происходит срыв насосов при номинальном часовом расходе
топлива на электростанции с учетом расхода в линии
рециркуляции;-
в резервных резервуарах — остающееся после срыва одного
откачивающего насоса при 30%-ной его подаче;

1.9. Уровень «мертвого»
остатка для каждого резервуара и емкости определяется в течение
первого года их эксплуатации комиссией (см.п.1.5) и утверждается
районным (производственным) энергетическим управлением
(объединением).

1.10. «Мертвый» остаток
при инвентаризации должен приниматься:-
для электростанций с расходом мазута 100 т/ч и более — в двух
расходных резервуарах;-
для остальных электростанций — в одном расходном резервуаре.Увеличение количества
расходных резервуаров с «мертвым» остатком по п.1.10 допускается
РЭУ (ПЭО) при соответствующем технологическом обосновании.

1.11. В случае, когда в
промежутке между инвентаризациями в резервуаре не было движения
топлива (подача, отбор), масса топлива в этом резервуаре может
приниматься по результатам предыдущей инвентаризации.

1.12. На все емкости для
хранения топлива должны быть составлены градуировочные таблицы,
утвержденные главным инженером электростанции.Градуировка металлических
вертикальных резервуаров производится в соответствии с ГОСТ 8.380-80, а горизонтальных —
ГОСТ
8.346-79.Градуировка
железобетонных резервуаров производится в соответствии с .

1.13. При инвентаризации
должны применяться средства измерений, указанные в приложении

1.14. Все средства
измерений, применяемые при инвентаризации, должны иметь действующее
клеймо (или свидетельство о поверке). Применение средств измерений
с истекшим сроком поверки недопустимо.

Инвентаризация ГСМ на предприятии

На дату проведения проверки инвентаризационной комиссией (обычно счетным работником, включенным в ее состав) выводится остаток ГСМ по бухгалтерским данным, а с ответственных лиц взимаются расписки о сдаче в бухгалтерию всех документов, которыми оформлялся приход топлива и его расходование.

Лишь после этого приступают непосредственно к замерам ГСМ в емкостях и резервуарах. Характер этой работы требует использования специальных инструментов и измерительной техники – рулеток с грузом, метрштоков и др. Инвентаризация ГСМ – самая хлопотная процедура из всех видов контролирующих мероприятий.

Особенной сложностью отличается проведение замеров в больших резервуарах вместимостью от 2-х или 5-ти тысяч тонн. При фиксации натуральных показателей в подобных емкостях ревизорам необходимо учитывать наличие конденсата, который скапливается в них из-за значительных перепадов температуры. Также обязательной процедурой является расчет погрешности поверхностного натяжения каждого вида инвентаризируемого топлива в зависимости от температуры воздуха на день проверки.

Фактическое количество ГСМ, хранящихся в запечатанных опломбированных емкостях, которые не вскрываются по ТУ хранения, рассчитывают по определенным формулам.


ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ИНВЕНТАРИЗАЦИИ

. Лица, проводящие инвентаризацию, руководствуются «Правилами техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей» (М.: Атомэнергоиздат, 1985).

. Трапы с перилами, проложенные к замерным люкам, должны находиться в исправном состоянии.

. Открывать люки, отбирать пробы и измерять уровень топлива в резервуарах следует, стоя с наветренной стороны (спиной к ветру) во избежание вдыхания паров нефтепродуктов и возможного попадания жидкого топлива на одежду.

. Уровень жидких присадок на основе нефтепродуктов из-за токсичности этих присадок разрешается определять по показаниям штатных приборов.

. Не допускается низко наклоняться к горловине замерного люка резервуара.

. Входная часть замерного люка резервуара должна быть защищена стационарным или переносным кольцом (полукольцом) из материала, исключающего образование искры при движении стальной ленты (алюминий, фторопласт, медь и т.п.).

. После отбора пробы крышка замерного люка резервуара должна быть закрыта.

. Пробы мазута должны переноситься в закрытых металлических или пластмассовых сосудах.

. При инвентаризации резервуаров с сырой нефтью, газотурбинным топливом, заменителями топлива и жидкими присадками с персоналом проводится дополнительный инструктаж в связи с повышенной взрывоопасностью и токсичностью этих нефтепродуктов.

2.1. Лица, проводящие
инвентаризацию, руководствуются «Правилами
техники безопасности при эксплуатации тепломеханического
оборудования электростанций и тепловых сетей» (М.:
Атомэнергоиздат, 1985).

2.2. Трапы с перилами,
проложенные к замерным люкам, должны находиться в исправном
состоянии.

2.3. Открывать люки,
отбирать пробы и измерять уровень топлива в резервуарах следует,
стоя с наветренной стороны (спиной к ветру) во избежание вдыхания
паров нефтепродуктов и возможного попадания жидкого топлива на
одежду.

2.4. Уровень жидких
присадок на основе нефтепродуктов из-за токсичности этих присадок
разрешается определять по показаниям штатных приборов.

2.5. Не допускается низко
наклоняться к горловине замерного люка резервуара.

2.6. Входная часть
замерного люка резервуара должна быть защищена стационарным или
переносным кольцом (полукольцом) из материала, исключающего
образование искры при движении стальной ленты (алюминий,
фторопласт, медь и т.п.).

2.7. После отбора пробы
крышка замерного люка резервуара должна быть закрыта.

2.8. Пробы мазута должны
переноситься в закрытых металлических или пластмассовых
сосудах.

2.9. При инвентаризации
резервуаров с сырой нефтью, газотурбинным топливом, заменителями
топлива и жидкими присадками с персоналом проводится дополнительный
инструктаж в связи с повышенной взрывоопасностью и токсичностью
этих нефтепродуктов.

Инвентаризация ГСМ в баках автомобилей

Остатки топлива в баках автомашин предприятия не инвентаризируются в общепринятом смысле. Однако бухгалтерией компании ведется ежемесячный учет прихода бензина и ГСМ, а также контролируется расход по путевым листам, нарядам-рапортам. Руководитель компании вправе инициировать снятие остатков топлива в баках и сличение их с учетными данными изданием соответствующего распоряжения. Итоги подобной поверки также оформляют актом приемлемой для предприятия формы.

Аналитический учет ГСМ осуществляют по видам нефтепродуктов и каждому водителю или трактористу. Обеспечивают рациональное расходование ГСМ, разработанные на основе руководящего документа, периодически выпускаемого Минтранспорта, нормы расхода топлива и смазочных материалов. Их составляют, учитывая особенности имеющегося автопарка, и ежегодно обновляют. Утверждает документ руководитель компании.

Зачастую на основе норм расхода ГСМ на предприятиях разрабатывают Положение о премировании за экономию ГСМ и применяют его на практике, обеспечивая контроль расходования топлива и смазок по единицам автотехники.


ПОДГОТОВКА К ПРОВЕДЕНИО ИНВЕНТАРИЗАЦИИ

. Слить топливо из цистерн и полностью освободить от него сливные лотки.

. Отобрать пробы из нижнего уровня в резервных резервуарах за 1 — 2 сут. до начала инвентаризации, убедиться в наличии отстоя воды и удалить его.

. Произвести проверку работоспособности стационарных уровнемеров и датчиков температуры.

. Подготовить средства измерений и пробоотборники топлива, применяемые при инвентаризации (см. приложение 3), и чистые, просушенные лабораторные сосуды с плотно закрывающейся крышкой для сбора и переноса отобранных проб. Описание конструкции пробоотборного устройства и условия его эксплуатации должны быть отражены в местной инструкции по эксплуатации мазутного хозяйства.

3.1. Слить топливо из
цистерн и полностью освободить от него сливные лотки.

3.2. Отобрать пробы из
нижнего уровня в резервных резервуарах за 1-2 сут до начала
инвентаризации, убедиться в наличии отстоя воды и удалить его.

3.3. Произвести проверку
работоспособности стационарных уровнемеров и датчиков
температуры.

3.4. Подготовить средства
измерений и пробоотборники топлива, применяемые при инвентаризации
(см.приложение 3), и чистые, просушенные лабораторные сосуды c
плотно закрывающейся крышкой для сбора и переноса отобранных проб.
Описание конструкции пробоотборного устройства и условия его
эксплуатации должны быть отражены в местной инструкции по
эксплуатации мазутного хозяйства.


МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАССЫ ТОПЛИВА

. Общие положения

. Условием качественного определения массы топлива в резервуарах является совпадение по времени операций по отбору в них проб топлива с измерением в пробах температуры (см. п. 4.5) и измерения уровней в этих резервуарах.

. Масса топлива на электростанции определяется суммированием массы топлива в каждом резервуаре и приемной емкости.

. Масса топлива (В) в резервуаре при фактической влажности (в соответствии с ГОСТ 26976-86) определяется по формуле

= V· r, т, ()

где V — объем топлива в резервуаре, м3;

r — плотность объединенной пробы топлива при средней температуре в резервуаре, т/м3.

. Пересчет на сухую массу (Bс) производится по формуле

где Wr — влажность топлива, %.

. Определение объема топлива

. Объем топлива (V) определяется по градуировочной таблице резервуара и результатам измерения высоты его наполнения.

. Высота наполнения резервуара определяется уровнемерами, обеспечивающими погрешность измерения по месту не хуже ±0,5 см или с помощью ручных измерительных рулеток с лотом с ценой деления 1 мм.

. Для каждого резервуара должна быть измерена базовая высота (см. приложение 1).

Измерение базовой высоты должно производиться только по замерному люку.

Базовую высоту измеряют рулеткой с лотом не менее двух раз. Расхождение между двумя измерениями не должно превышать 1 мм.

Измеренное значение базовой высоты должно быть нанесено на крышку замерного люка.

. Измерение высоты наполнения производится в каждом резервуаре не менее двух раз. Расхождение между результатами измерений не должно превышать 5 мм. За высоту наполнения принимается среднее значение измерений, округленное до 1 см.

. Определение высоты наполнения дистанционно (со щита управления) при инвентаризации не допускается.

. Отбор проб

. Пробы топлива отбираются в соответствии с ГОСТ 2517-85.

. Пробы топлива необходимо отбирать последовательно сверху вниз.

. Точечные пробы из вертикальных резервуаров для составления объединенной пробы (см. приложение 1) отбираются переносными пробоотборниками с трех уровней: верхнего — на 250 мм ниже поверхности топлива; среднего — с середины высоты столба топлива; нижнего — на 250 мм выше днища резервуара.

Пробы верхнего, среднего и нижнего уровней смешиваются в соотношении 1:3:1.

. При высоте уровня топлива в резервуаре не более 2000 мм точечные пробы отбирают с верхнего и нижнего уровней по п. 4.3.3.

Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб верхнего и нижнего уровней.

При высоте уровня топлива менее 1000 мм отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня.

. В горизонтальных резервуарах диаметром более 2500 мм при отборе проб переносным пробоотборником объединенная проба, составляется из проб, отобранных с трех уровней согласно п. 4.3.3 и смешанных в соотношении 1:6:1.

. Пробы топлива из горизонтальных резервуаров диаметром менее 2500 мм, а также более 2500 мм, но заполненных до половины высоты, отбирают с середины столба топлива и на расстоянии 250 мм от днища. Объединенная проба составляется смешением проб среднего и нижнего уровней в соотношении 3:1.

. Проба, отобранная стационарными пробоотборниками с разных уровней в один прием, является объединенной.

. Определение плотности

. Плотность топлива определяется по ГОСТ 3900-85 ареометрами или пикнометрами.

. Ареометрами плотность топлива измеряется при температуре определения (см. приложение 1).

. Пересчет плотности при температуре испытания на плотность при температуре 20 °C производится по ГОСТ 3900-85.

. Плотность топлива в «мертвом» и рабочем остатках при расчете их массы по формуле (1) принимается равной плотности (r) объединенной пробы.

. Определение температуры топлива

. Измерение температуры производится в пробах немедленно после их отбора.

. При отборе проб стационарными пробоотборниками температура измеряется в объединенной пробе (п. 4.3.3).

. При применении переносных пробоотборников температура измеряется в каждой пробе, взятой с нижней, средней и верхней точек отбора (п. 4.3.3). В каждой точке отбора пробоотборник выдерживают не менее 5 мин, после чего извлекают на поверхность.

. Средняя температура топлива в резервуаре определяется по формуле

где tв, tс, tн — температура индивидуальной пробы соответственно верхнего, среднего, нижнего слоя, °С;

n — число долей индивидуальной пробы среднего слоя.

. Если резервуар оборудован стационарным прибором для измерения температуры (например, для измерения температуры на трех уровнях), то средняя температура определяется по их показаниям по формуле (3).

При уровне топлива в резервуаре ниже расположения верхней точки измерения температуры средняя температура вычисляется как полусумма показаний средней и нижней точек.

При уровне топлива ниже расположения средней точки измерения температура принимается по показаниям нижней точки.

. Определение влажности

. Влажность топлива определяется по ГОСТ 2477-65.

— для «мертвого» остатка — в пробе, взятой с нижнего уровня;

— для рабочего остатка — в объединенной пробе.

4.1. Общие положения

4.1.1. Условием
качественного определения массы топлива в резервуарах является
совпадение по времени операций по отбору в них проб топлива с
измерением в пробах температуры (см. п.4.5) и измерения уровней в
этих резервуарах.

4.1.2. Масса топлива на
электростанции определяется суммированием массы топлива в каждом
резервуаре и приемной емкости.

4.1.3. Масса топлива
() в резервуаре при фактической влажности (в
соответствии с ГОСТ
26976-86) определяется по формуле

т, (1)

где — объем топлива в резервуаре, м; — плотность объединенной пробы топлива при
средней температуре в резервуаре, т/м.

4.1.4. Пересчет на сухую
массу () производится по формуле

т, (2)

где — влажность топлива, %.

4.2. Определение объема топлива

4.2.1. Объем топлива
() определяется по градуировочной таблице
резервуара и результатам измерения высоты его наполнения.

4.2.2. Высота наполнения
резервуара определяется уровнемерами, обеспечивающими погрешность
измерения по месту не хуже ±0,5 см или с помощью ручных
измерительных рулеток с лотом с ценой деления 1 мм.

4.2.3. Для каждого
резервуара должна быть измерена базовая высота (см.приложение
1).Измерение базовой высоты
должно производиться только по замерному люку.Базовую высоту измеряют
рулеткой с лотом не менее двух раз. Расхождение между двумя
измерениями не должно превышать 1 мм.Измеренное значение
базовой высоты должно быть нанесено на крышку замерного люка.

4.2.4. Измерение высоты
наполнения производится в каждом резервуаре не менее двух раз.
Расхождение между результатами измерений не должно превышать 5 мм.
За высоту наполнения принимается среднее значение измерений,
округленное до 1 см.

4.2.5. Определение высоты
наполнения дистанционно (со щита управления) при инвентаризации не
допускается.

4.3. Отбор проб

4.3.1. Пробы топлива
отбираются в соответствии с ГОСТ
2517-85.

4.3.2. Пробы топлива
необходимо отбирать последовательно сверху вниз.

4.3.3. Точечные пробы из
вертикальных резервуаров для составления объединенной пробы
(см.приложение 1) отбираются переносными пробоотборниками с трех
уровней: верхнего — на 250 мм ниже поверхности топлива; среднего —
с середины высоты столба топлива; нижнего — на 250 мм выше днища
резервуара.Пробы верхнего, среднего
и нижнего уровней смешиваются в соотношении 1:3:1.

4.3.4. При высоте уровня
топлива в резервуаре не более 2000 мм точечные пробы отбирают с
верхнего и нижнего уровней по п.4.3.3.Объединенную пробу
составляют смешением одинаковых по объему точечных проб верхнего и
нижнего уровней.При высоте уровня топлива
менее 1000 мм отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня.

4.3.5. В горизонтальных
резервуарах диаметром более 2500 мм при отборе проб переносным
пробоотборником объединенная проба составляется из проб, отобранных
с трех уровней согласно п.4.3.3 и смешанных в соотношении
1:6:1.

4.3.6. Пробы топлива из
горизонтальных резервуаров диаметром менее 2500 мм, а также более
2500 мм, но заполненных до половины высоты, отбирают с середины
столба топлива и на расстоянии 250 мм от днища. Объединенная проба
составляется смешением проб среднего и нижнего уровней в
соотношении 3:1.

4.3.7. Проба, отобранная
стационарными пробоотборниками с разных уровней в один прием,
является объединенной.

4.4. Определение плотности

4.4.1. Плотность топлива
определяется по ГОСТ
3900-85 ареометрами или пикнометрами.

4.4.2. Ареометрами
плотность топлива измеряется при температуре определения
(см.приложение 1).

4.4.4. Пересчет плотности
при температуре испытания на плотность при температуре 20 °С
производится по таблицам ГОСТ
3900-85.

4.4.5. Плотность топлива
в «мертвом» и рабочем остатках при расчете их массы по формуле (1)
принимается равной плотности () объединенной пробы.

Наши новости

1С-совместимо!
Программа «Нефтебаза и АЗС: оперативный учет» работает под управлением системы 1С:Предприятие 8.3 в режиме управляемого приложения и служит для автоматизации учета в компаниях, которые занимаются оптово-розничной торговлей нефтепродуктами через нефтебазы и АЗС. Программа обеспечивает поддержку большинства бизнес-процессов оптово-розничной торговли нефтепродуктами и ГСМ и позволяет оперативно получать и использовать данные о различных сторонах деятельности компании. Программа не включает в себя возможностей ведения стандартного бухгалтерского учета, но в программе есть средства для обмена информацией с программами бухгалтерского учета 1С:Бухгалтерия через внешний файл обмена. Основные отрасли, в которых может применяться программа:
— учет на нефтебазе;
— учет на АЗС;
— торговля ГСМ;
— торговля нефтепродуктами;
— торговля нефтью;
— перевалка нефти и нефтепродуктов;
— ответственное хранение нефти и нефтепродуктов;
Программа не управляет торговым или технологическим оборудованием (кассами, фискальными регистраторами, весами, ТРК, уровнемерами и т.п.). Однако в программе есть средства для обмена информацией с АСУ ТП АЗС различных типов на уровне загрузки данных через внешние файлы обмена.
При помощи программы можно решать следующие учетные задачи:
• Ведение всех классификаторов (контрагенты, договоры, приложения к договорам и т.п.);
• Документарное отражение всех этапов движения нефтепродуктов и товаров;
• Складской учет нефтепродуктов и товаров;
• Учет нефтепродуктов и товаров, принятых на хранение;
• Учет взаиморасчетов с контрагентами по основной торговой деятельности;
• Учет доходов и расходов;
• Учет денежных средств;
• Ведение информации о фактическом состоянии резервуаров нефтебазы;
В программе реализован двойной количественный учет нефтепродуктов по массе и объему: во всех документах, связанных с оборотом нефтепродуктов всегда указываются как масса, так и объем. Также документы, связанные с оборотом нефтепродуктов имеют следующие особенности:
• Возможность указания цен как по массе (за 1 т.), так и по объему (за 1 л.);
• Возможность выбора основного режима списания для расходных документов (по массе или по объему);
• Возможность оформления документов на несколько складов (резервуаров нефтебазы);
• Учет работы АЗС;
Цена программы (НДС не обл.) (платформа «1С:Предприятие 8» в цену не входит):
• Дистрибутив + лицензия на 1 рабочее место: 80 000 руб.;
• Дополнительная лицензия на 1 рабочее место: 35 000 руб.;
Примеры выполненных проектов:
Абинская нефтебаза
Нефтебаза Резерв-А
Татнефть АЗС-Центр
Нефтебаза ЗАО «Нафтатранс»
Красногорская нефтебаза
Ахтубинская нефтебаза
Нефтебаза компании «Рос-Трейд»
Здесь можно скачать полную документацию на эту программу

.. 113 114 115 116 117 118 119 120 ..

Приложение Б

НОРМЫ ЕСТЕСТВЕННОЙ УБЫЛИ НЕФТЕПРОДУКТОВ НА НЕФТЕБАЗАХ И АЗС

На момент издания данной книги нормирование естественной убыли нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС осуществляется в соответствии с «Нормами естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировании», утвержденными Госснабом СССР 26.03.1986 г.

Естественная убыль нефтепродуктов из резервуаров
Естественная убыль нефтепродуктов при приеме определяется умножением естественной нормы, выраженной в кг/т (табл. Б.1, Б.2), на массу принятого нефтепродукта в резервуар в тоннах.
При приеме подогретых нефтепродуктов естественная убыль начисляется в зависимости от температуры его подогрева:
— при подогреве от 11 до 20 °С в осенне-зимний период соответствующая норма осенне-зимнего периода увеличивается в 1,5 раза;

— независимо от периода года естественная убыль начисляется по нормам весенне-летнего периода, увеличенным в 1,5 раза при подогреве нефтепродуктов от 21 до 30 °С, в 2 при подогреве от 31 до 50 и в 3 при подогреве свыше 50 °С.
Если при приеме нефтепродуктов нефтесбытовой организацией от нефтеперерабатывающего завода, транспортной организации, управления магистральных нефтепродуктопроводов масса нефтепродуктов определяется по резервуару нефтесбытовой организации, то норму естественной убыли при приеме в резервуар начисляет поставщик: нефтеперерабатывающий завод, транспортная организация, управление магистральных нефтепродуктопроводов.

Таблица Б.1 — Нормы естественной убыли нефтепродуктов 1 и 2 групп при приеме в резервуары (в кг на 1 т принятого количества)

Таблица Б.2 — Нормы естественной убыли нефтепродуктов
3, 4, 5, 6 групп при приеме и хранении до одного месяца (в кг на 1 т принятого количества)

Если при приеме нефтепродуктов нефтесбытовой организацией масса нефтепродуктов определяется по вместимости резервуара нефтеперерабатывающего завода или транспортного средства, то норму естественной убыли при приеме в резервуар начисляет нефтесбытовая организация.
Естественная убыль нефтепродуктов 1 и 2 групп при приеме в резервуары начисляется по соответствующей норме. Естественная убыль нефтепродуктов 3 и 4 групп начисляется в размере 45 %, нефтепродуктов 5 и 6 групп — в размере 65 % от соответствующей нормы при приеме и хранении для указанных групп нефтепродуктов.
Естественная убыль нефтепродуктов при хранении до одного месяца определяется умножением соответствующей нормы (табл. Б.3) на массу хранимого в резервуаре нефтепродукта в тоннах.
При необходимости подогрева нефтепродуктов перед отпуском из резервуаров в транспортные средства естественная убыль начисляется независимо от периода года по нормам весенне-летнего периода, увеличенным при средней температуре подогрева от 21 до 30 °С в 1,5; при средней температуре подогрева от 31 до 50 °С — в 2 и при средней температуре подогрева от 51 °С и выше — в 3 раза.

Таблица Б.3 — Нормы естественной убыли нефтепродуктов
1 и 2 групп при хранении в резервуарах до одного месяца (в кг на 1 т хранимого продукта в месяц)

При подогреве до температур в пределах от 11 до 20 °С в осенне-зимний период соответствующая норма осенне-зимнего периода увеличивается в 1,5 раза.
Естественная убыль нефтепродуктов при хранении свыше одного месяца определяется, начиная со второго месяца хранения после последнего поступления, умножением соответствующей нормы (табл. Б.4) на массу нефтепродукта, находящегося в резервуаре после первого месяца хранения.
Естественная убыль нефтепродуктов при длительном (свыше одного года) хранении складывается из двух составляющих: убыли в первый год хранения и убыли при хранении свыше одного года.

Таблица Б.4 — Нормы естественной убыли нефтепродуктов
при хранении в резервуарах свыше одного месяца (в кг на 1 т хранимого продукта в месяц)

Естественная убыль нефтепродуктов в первый год длительного хранения определяется умножением соответствующей нормы (табл. Б.5) на количество принятого нефтепродукта в тоннах. Если прием нефтепродуктов производится в осенне-зимний период, а отпуск — в весенне-летний или наоборот, берется среднеарифметическая величина соответствующих норм.
При хранении нефтепродуктов свыше одного года на каждый последующий месяц начисляется естественная убыль по соответствующей норме (табл. Б.6).
Естественная убыль нефтепродуктов из резервуаров пунктов заправки
В нормы естественной убыли нефтепродуктов для автозаправочных станций и пунктов заправки включена естественная убыль при транспортировании, приеме нефтепродуктов из транспортных средств, при хранении в резервуарах и отпуске через раздаточные колонки.

Таблица Б.5 — Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, отпуске и хранении в первый год длительного хранения (в кг на 1 т принятого количества)

Таблица Б.6 — Нормы естественной убыли нефтепродуктов при хранении свыше одного года (длительное хранение)

Тип резервуара

Группа

нефтепродук­

тов

Климатические зоны

1

2

3

осенне­

зимний

период

весенне­

летний

период

осенне­

зимний

период

весенне­

летний

период

осенне­

зимний

период

весенне­

летний

период

Наземные металли­ческие с нормой за­грузки 95 % и выше

1

0,130

0,450

0,050

0,280

0,040

0,180

2

0,080

0,250

0,040

0,180

0,030

0,140

3

0,010

0,040

0,019

0,019

4

0,019

0,009

0,009

Наземные металли­ческие с нормой за­грузки менее 95 %

1

0,130

0,450

0,060

0,300

0,040

0,180

3

0,010

0,040

0,019

0,019

4

0,019

0,010

0,010

Заглубленные

1

0,060

0,100

0,009

0,049

0,010

0,030

4

0,018

0,010

0,009

Естественная убыль нефтепродукта определяется умножением соответствующей нормы (табл. Б.7) на массу принятого нефтепродукта в тоннах.

Таблица Б.7 — Нормы естественной убыли нефтепродуктов
при приеме, хранении, отпуске на автозаправочных станциях и пунктах заправки (в кг на 1 т принятого количества)

Примечание. Нормы естественной убыли не распространяются на нефтепродукты. принимаемые и сдаваемые по счету (фасованную продукцию).

Естественная убыль мазута при приеме, отпуске и хранении в открытых земляных амбарах
Естественная убыль мазута, хранимого в открытых земляных амбарахо рассчитывается умножением соответствующей нормы (табл. Б.8) на площадь испарения мазута (площадь поверхности амбара) в квадратных метрах.
Естественная убыль твердых нефтепродуктов В нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме включена естественная убылью происходящая при транспортировании и хранении.
Естественная убыль твердых нефтепродуктов определяется умножением соответствующей нормы (табл. Б.9) на количество принятого или отпущенного нефтепродукта в тоннах.

Таблица Б.8 — Нормы естественной убыли мазута при приеме, отпуске и хранении в открытых земляных амбарах (в кг на 1 м2 поверхности испарения нефтепродукта в месяц)

Климатические зоны

1

2

3

4

осенне­

зимний

период

весенне­

летний

период

осенне­

зимний

период

весенне­

летний

период

осенне­

зимний

период

весенне­

летний

период

осенне­

зимний

период

весенне­

летний

период

1,44

2,16

1,84

2,56

2,16

2,88

2,16

2,88

Таблица Б.9 — Нормы естественной убыли нефтепродуктов 7 группы (в кг на 1 т принятого или отпущенного количества)

Вид

операций

Климатические зоны

1

2

3

4

Прием

0,11

0,11

0,12

0,13

Отпуск

0,01

0,01

0,01

0,01

Примечание. Указанные нормы естественной убыли не распространя­ются на нефтепродукты, принимаемые и сдаваемые по счету (фасован­ную продукцию).