Об утверждении Методики расчета региональных коэффициентов перевода объемных показателей приборов учета сжиженного нефтяного газа в массовые показатели и расчета потерь при эксплуатации объектов систем снабжения сжиженным нефтяным газом

В соответствии с подпунктом 18-7) статьи 6 Закона Республики Казахстан «О газе и газоснабжении» ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Утвердить прилагаемую Методику расчета региональных коэффициентов перевода объемных показателей приборов учета сжиженного нефтяного газа в массовые показатели и расчета потерь при эксплуатации объектов систем снабжения сжиженным нефтяным газом.

2. Департаменту газовой промышленности Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:

1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

2) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан;

3) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 1) и 2) настоящего пункта.

3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра энергетики Республики Казахстан.

4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

Министр энергетики Республики Казахстан

А. Саткалиев

«СОГЛАСОВАН»

Агентство по стратегическому

планированию и реформам

Республики Казахстан

Утверждена приказом

Министр энергетики

Республики Казахстан

от 22 ноября 2023 года

№ 413

Методика расчета региональных коэффициентов перевода объемных показателей приборов учета сжиженного нефтяного газа в массовые показатели и расчета потерь при эксплуатации объектов систем снабжения сжиженным нефтяным газом

Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Методика расчета региональных коэффициентов перевода объемных показателей приборов учета сжиженного нефтяного газа в массовые показатели и расчета потерь при эксплуатации объектов систем снабжения сжиженным нефтяным газом (далее – Методика) разработана в соответствии с подпунктом 18-7) статьи 6 Закона Республики Казахстан «О газе и газоснабжении» (далее – Закон) и предназначена для расчета региональных коэффициентов перевода объемных показателей приборов учета сжиженного нефтяного газа в массовые показатели и расчета потерь при эксплуатации объектов систем снабжения сжиженным нефтяным газом.

Глава 2. Методика расчета региональных коэффициентов перевода объемных показателей приборов учета сжиженного нефтяного газа в массовые показатели и расчета потерь при эксплуатации объектов систем снабжения сжиженным нефтяным газом

2. Учет расхода сжиженного нефтяного газа производится на основании объемных показаний счетчиков в метрах кубических путем перевода их к массовым показателям в килограммах.

3. Учет расхода сниженного нефтяного газа по приборам учета на приготовление пищи устанавливаются в метрах кубических.

4. Региональный коэффициент перевода рассчитывается и утверждается с учетом природно-климатических особенностей областей, городов республиканского значения и столицы, в которых находятся объекты газоснабжения.

5. К – коэффициент перевода объемных показателей в массовые показатели, рассчитываемый с учетом введения ряда поправочных коэффициентов:

К = рсм * Кпот * Кр * Кt,

где:

рсм – плотность газовой смеси в нормальных условиях при t = 0 оС и Р = 760 миллиметров ртутного столба, килограмм на метр кубический (далее - кг/м3);

Кпот – коэффициент, учитывающий технологические потери, не вошедшие в отпускную цену газа;

Кр – поправочный коэффициент на давление в населенном пункте;

Кt – поправочный коэффициент на температуру смеси в рабочих условиях в газопроводе перед прибором учета.

Плотность пропан бутановой смеси при нормальных условиях определяется по формуле:

Рсм = (Рп * Пп + Рб * Пб)/(Пп + Пб),

где:

рсм – плотность пропан бутановой смеси при нормальных условиях;

Рп – плотность (удельный вес) пропана при tсм = 0 С и Р = 760 миллиметров ртутного столба (2,019 кг/м3);

Рб – плотность (удельный вес) бутана при tсм = 0 С и Р = 760 миллиметров ртутного столба (2,703 кг/м3);

Пп – содержание соответственно пропана в смеси (в массовых долях);

Пб – содержание бутана в смеси (в массовых долях).

Поправочный коэффициент на давление в населенном пункте определяется по формуле:

Кр = Рр/760,

где:

Кр – поправочный коэффициент на давление в населенном пункте;

Pр – абсолютное давление смеси сжиженного нефтяного газа в рабочих условиях, миллиметров ртутного столба.

Pр = (Рбар + Ризб)/1,33,

где:

Рбар – среднее барометрическое давление для данного населенного пункта, в соответствии с СП РК 2.04-01-2017 «Строительная климатология», гектопаскаль (далее – гПа).

Ризб – избыточное давление перед газовым счетчиком в соответствии с Требованиями по безопасности объектов систем газоснабжения, утвержденными приказом Министра внутренних дел Республики Казахстан от 9 октября 2017 года № 673 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 15986), гПа;

1,33 – коэффициент перевода гПа в миллиметрах ртутного столба.

Поправочный коэффициент на температуру смеси в рабочих условиях в газопроводе перед прибором учета определяется по формуле:

Кt =Tа/(Tа+tсм),

где:

Кt – поправочный коэффициент на температуру смеси в рабочих условиях

Tа – абсолютная температура паровой фазы газовой смеси при нормальных условиях (273,15), К

tсм – температура паровой фазы газовой смеси в рабочих условиях в газопроводе перед прибором учета, оС, в соответствии с приказом Министра здравоохранения Республики Казахстан от 16 февраля 2022 года № ҚР ДСМ-15 «Об утверждении Гигиенических нормативов к физическим факторам, оказывающим воздействие на человека» (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 26831).

Коэффициент потерь рассчитывается по формуле:

где:

Кпот – коэффициент технологических потерь;

А – процент технологических потерь газа, не учтенных в отпускной цене, %.

А=Пp + Пn.o., где

Пp – процент потерь в рукавах газовозов, %.

Пp = Пi × n × 100 / М,

где:

Пi – потери в рукаве на одну заправку газовой резервуарной установки, следует принимать Пi = 0,112 килограмм;

n – общее число заправок групповых резервуарных установок в расчетный период;

М – количество залитого газа в групповые резервуарные установки для населения в расчетный период, в тоннах.

Перевод объемных показаний приборов учета в массовые единицы производится по формуле:

М = К * V,

где:

М – показатель в массовых единицах;

V – объем газа, показанный прибором учета, м3.

Состав газовой смеси, поставляемой потребителям и количество неиспарившегося остатка, нормируется в зависимости от периода года.

В качестве расчетного периода для городов Казахстана рассматривается отдельно теплый период года (с 1 апреля по 1 октября) и холодный период года (с 1 октября по 1 апреля) в соответствии с ГОСТ 34858 «Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия».

Величина Пn.o, в формуле определяется для теплого или холодного периода года по ГОСТ 34858 «Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия» и составляет для пропана технического не более 0,7 %, для смеси пропана и бутана технического не более 1,6 %, и для бутана технического не более 1,8 %.

6. В соответствии с подпунктом 6-4) пункта 5 статьи 7 Закона коэффициенты перевода объемных показателей приборов учета сжиженного нефтяного газа в массовые показатели утверждаются местными исполнительными органами областей, городов республиканского значения и столицы, районов (городов областного значения) (далее – местные исполнительные органы).

7. Лица, осуществляющие розничную реализацию сжиженного нефтяного газа через групповые резервуарные установки, представляют в местные исполнительные органы заявку на утверждение коэффициента перевода объемных показателей приборов учета сжиженного нефтяного газа в массовые показатели с приложением необходимых документов, предусмотренных пунктом 8 настоящей Методики.

8. К заявке прилагаются следующие документы:

1) пояснительная записка о необходимости утверждения коэффициента перевода объемных показателей приборов учета сжиженного нефтяного газа в массовые показатели;

2) соответствующие расчеты коэффициента перевода объемных показателей приборов учета сжиженного нефтяного газа в массовые показатели;

3) паспорта на сжиженный нефтяной газ, подтверждающие его компонентный состав;

4) расчёт технологических потерь.

9. Местные исполнительные органы в течение пяти рабочих дней со дня получения заявки проверяют на полноту представленные документы, указанные в пункте 8 настоящей Методики, и в письменной форме уведомляют лиц, осуществляющих розничную реализацию сжиженного нефтяного газа о принятии заявки к рассмотрению либо о мотивированном отказе в ее принятии или о необходимости корректировки.

10. Основаниями для отказа в принятии заявки лиц, осуществляющих розничную реализацию сжиженного нефтяного газа, к рассмотрению являются непредставление или представление не в полном объеме документов, указанных в пункте 8 настоящей Методики.

11. Заявка рассматривается местными исполнительными органами в течение десяти рабочих дней. Срок рассмотрения заявки исчисляется с момента поступления заявки в местные исполнительные органы.

12. Принятые решения местных исполнительных органов об утверждении коэффициента перевода объемных показателей приборов учета сжиженного нефтяного газа в массовые показатели в течение пяти рабочих дней публикуются в официальных средствах массовой информации с указанием даты введения в действие указанного коэффициента.

13. Срок действия коэффициента перевода объемных показателей приборов учета сжиженного нефтяного газа в массовые показатели составляет три года.