О внесении изменений и дополнения в некоторые приказы Министра энергетики Республики Казахстан
О внесении изменений и дополнения в некоторые приказы Министра энергетики Республики Казахстан
ПРИКАЗЫВАЮ:
1. Утвердить прилагаемый Перечень некоторых приказов Министра энергетики Республики Казахстан, в которые вносятся изменения и дополнение.
2. Департаменту газа и нефтегазохимии 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
Н. Ногаев
«СОГЛАСОВАН»
Министерство индустрии и
инфраструктурного развития
Республики Казахстан
«СОГЛАСОВАН»
Министерство торговли и
интеграции Республики Казахстан
«СОГЛАСОВАН»
Бюро национальной статистики
Агентства по стратегическому
планированию и реформам
Республики Казахстан
«СОГЛАСОВАН»
Министерство национальной экономики
Республики Казахстан
Утвержден приказом
министр энергетики
Республики Казахстан
от 23 августа 2021 года
№ 272
Перечень некоторых приказов Министра энергетики Республики Казахстан, в которые вносятся изменения и дополнение
1. Внести в приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 3 ноября 2014 года № 96 «Об утверждении Правил розничной реализации и пользования товарным и сжиженным нефтяным газом» (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 9936) следующие изменения и дополнение:
в Правилах розничной реализации и пользования товарным и сжиженным нефтяным газом, утвержденных указанным приказом:
преамбулу исключить;
заголовок главы 1 изложить в следующей редакции:
«Глава 1. Общие положения»;
пункт 1 изложить в следующей редакции:
«1. Настоящие Правила розничной реализации и пользования товарным и сжиженным нефтяным газом (далее – Правила) разработаны в соответствии с Законом Республики Казахстан «О газе и газоснабжении» (далее – Закон) и определяют порядок розничной реализации и пользования товарным и сжиженным нефтяным газом.»;
дополнить пунктом 1-1 следующего содержания:
«1-1. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:
1) газ – товарный газ и (или) сжиженный нефтяной газ;
2) среднесуточная норма поставки (потребления) газа – объем газа, определяемый путем деления месячного объема газа, установленного договором, на количество календарных дней соответствующего месяца;
3) технологический запас газа в газопроводе – необходимый минимальный объем газа в газопроводе для обеспечения рабочего режима транспортировки газа;
4) пропускная способность газопровода – расход газа по внутреннему диаметру газопровода и рабочему давлению газа из расчета потребления 24 часа в сутки;
5) броня газопотребления – минимальный объем потребления газа, необходимый для бесперебойной и безаварийной, при условии максимального использования резервных видов топлива, работы технологического оборудования потребителей, поставки газа которым в соответствии с законами и иными нормативными правовыми актами Республики Казахстан не прекращаются ниже минимального объема;
6) мощность газопотребляющего (газового) оборудования – максимальная суммарная мощность газового оборудования из расчета их работы 24 часа в сутки;
7) перерасход газа – отбор потребителем газа в объеме, превышающем суточную норму поставки (потребления) газа;
8) суточная норма поставки (потребления) газа – суточный объем газа, установленный диспетчерским графиком по соглашению сторон;
9) диспетчерский график – почасовой график поставки газа в соответствии с заявкой, поданной поставщиком транспортировщику;
10) расчетный период – период, за который определяется объем поставленного газа, производятся взаиморасчеты между поставщиком, газотранспортной, газораспределительной, газосетевой организациями и потребителем за поставленный газ. Расчетный период, согласованный сторонами, указывается в договоре;
11) поставка – деятельность по розничной реализации газа;
12) поставщик – лицо, осуществляющее розничную реализацию газа на условиях, установленных Законом и настоящими Правилами;
13) транспортировщик – газотранспортная или газораспределительная организация;
14) технические условия – документ, выдаваемый газораспределительной или газосетевой организацией на строительство объектов системы газоснабжения, подключение потребителя в запрашиваемых (расчетных) параметрах, изменение первоначального проектного решения объекта системы газоснабжения;
15) потребитель – бытовой, коммунально-бытовой или промышленный потребитель;
16) уполномоченный орган – центральный исполнительный орган, осуществляющий государственное регулирование производства, транспортировки (перевозки), хранения и оптовой реализации газа, а также розничной реализации и потребления товарного и сжиженного нефтяного газа вне пределов границ населенных пунктов.
Иные термины и определения, используемые в настоящих Правилах, применяются в соответствии с Законом.»;
заголовок главы 2 изложить в следующей редакции:
«Глава 2. Порядок розничной реализации товарного газа»;
заголовок главы 3 изложить в следующей редакции:
«Глава 3. Порядок розничной реализации сжиженного нефтяного газа»;
пункт 32 изложить в следующей редакции:
«32. Продажа газа в бытовых баллонах гражданам осуществляется по заявке без заключения договора.
Газосетевая организация или владелец газонаполнительного пункта выдает потребителю документ (кассовый, товарный чек за полученный объём газа), гарантийный талон качества на каждый продаваемый бытовому потребителю баллон, осуществляет маркировку баллонов товарным знаком, выдает гарантийный талон качества.»;
заголовок главы 4 изложить в следующей редакции:
«Глава 4. Порядок пользования товарным и сжиженным нефтяным газом»;
пункт 36 изложить в следующей редакции:
«36. При пользовании товарным и сжиженным нефтяным газом не допускаются:
1) срыв пломбы, воздействие на пломбу, либо прибор учета, допускающие возможность несанкционированного отбора (хищения) газа, а также без согласия газораспределительной, газосетевой организации – подключение к системе газоснабжения, монтаж, демонтаж газового оборудования и приборов учета, замена пригодного к использованию прибора учета;
2) перепланировка помещений, где установлены газовые приборы, без согласования с газораспределительной или газосетевой организацией;
3) внесение изменения в конструкцию газовых приборов;
4) изменение устройства дымовых и вентиляционных систем;
5) заклеивание вентиляционных каналов, замуровывание «карманов» и люков, предназначенных для чистки дымоходов;
6) отключение автоматики безопасности и peгулирования;
7) пользование газом при неисправности газовых приборов, автоматики, арматуры и газовых баллонов;
8) пользование газом при нарушении плотности кладки, штукатурки (трещины) газифицированных печей и дымоходов;
9) пользование газом после истечения срока действия акта о проверке и чистке дымовых и вентиляционных каналов;
10) проведение прочистки, проверки дымовых и вентиляционных каналов, а также замена баллонов газобаллонной установки без прохождения обучения и получения разрешения от газораспределительной или газосетевой организации;
11) пользование газовыми приборами при закрытых форточках (фрамугах), жалюзийных решетках, решетках вентиляционных каналов, при отсутствии тяги в дымоходах и вентиляционных каналах;
12) оставление работающих газовых приборов без присмотра, кроме рассчитанных на непрерывную работу и имеющих для этого соответствующую автоматику;
13) пользование газовыми приборами детьми дошкольного возраста, а также лицами, не контролирующими свои действия и не знающими правил пользования этими приборами;
14) привязывание к газопроводам веревок и нагружение газопроводов;
15) использование газа и газовых приборов не по назначению;
16) пользование газовыми плитами для отопления помещения;
17) пользование помещениями, где установлены газовые приборы, для сна и отдыха;
18) применение открытого огня для обнаружения утечек газа;
19) хранение в помещениях и подвалах порожних и заполненных сжиженным нефтяным газом баллонов;
20) размещение в газифицированном помещении более одного баллона вместимостью 50 (55) литров (далее – л) или двух баллонов вместимостью 27 л каждый. Баллоны находятся в том же помещении, где и газовые приборы;
21) установка баллонов с газом в газифицированном помещении на расстоянии менее 1 метра (далее – м) от радиатора отопления и печи. При устройстве экрана, предохраняющего баллоны от нагревания, расстояние между баллонами и отопительными приборами не менее 0,5 м, а расстояние между баллонами и экраном не менее 10 сантиметров (далее – см);
22) размещение баллонов напротив топочных дверок печей на расстоянии менее 2 м;
23) включение и выключение электроосвещения, пользование открытым огнем, электронагревательными приборами и отопительными печами во время замены баллонов, установленных в помещениях;
24) замена баллонов в присутствии лиц, не связанных с выполнением указанной работы;
25) к применению средства измерении не прошедшие, поверку по результатам утверждения типа или метрологической аттестации, внесенные в реестр государственной системы обеспечения единства измерений Республики Казахстан.»;
пункт 50 изложить в следующей редакции:
«50. Применяемые приборы учета имеют сертификат о поверке средств измерений и поверительное клеймо в соответствии с пунктом 6 статьи 19 Закона Республики Казахстан «Об обеспечении единства измерений» (далее – Закон об обеспечении единства измерений).».
пункт 52 изложить в следующей редакции:
«52. Поверка приборов учета производится в соответствии с подпунктами 11) и 20) статьи 6-2 Закона об обеспечении единства измерений.».
2. Внести в приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 12 ноября 2014 года № 117 «Об утверждении типовых договоров розничной реализации товарного и сжиженного нефтяного газа, а также технического обслуживания газопотребляющих систем и газового оборудования коммунально-бытовых и бытовых потребителей» (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 9980) следующие изменения:
в Типовом договоре розничной реализации товарного газа, утвержденном указанным приказом:
заголовок главы 1 изложить в следующей редакции:
«Глава 1. Термины и определения»;
пункт 1 изложить в следующей редакции:
«1. В настоящем Договоре используются следующие основные понятия:
1) газ – товарный газ;
2) газопотребляющая система – комплекс газопроводов (линейной части) и газового оборудования, предназначенный для приема товарного газа из газораспределительной системы, а также его использования в качестве топлива;
3) расчетный период – период, за который определяется объем поставленного газа, производятся взаиморасчеты между поставщиком и бытовым потребителем за поставленный газ. Расчетный период составляет один календарный месяц;
4) приборы учета – средства измерений и другие технические средства, которые выполняют следующие функции: измерение, накопление, хранение, отображение информации о расходе, объеме, температуре, давлении газа и времени работы приборов;
5) поставка – деятельность по розничной реализации газа;
6) поставщик – лицо, осуществляющее розничную реализацию газа на условиях, установленных Законом Республики Казахстан «О газе и газоснабжении» (далее – Закон о газоснабжении);
7) приборы учета со смарт-картой – приборы учета газа с системой оплаты посредством смарт-карты, оснащенные встроенным запорным клапаном, который перекрывает подачу газа в случае использования бытовым потребителем всего объема оплаченного им газа;
8) бытовой потребитель – физическое лицо, приобретающее товарный газ для бытовых нужд без целей использования в предпринимательской деятельности и дальнейшей их реализации;
9) норма потребления – расчетная величина для бытовых потребителей, не имеющих приборов учета, отражающая среднемесячное количество потребленного ими товарного газа.
2. Иные термины и определения, используемые в настоящем Договоре, применяются в соответствии с Законом о газоснабжении».»;
заголовок главы 2 изложить в следующей редакции:
«Глава 2. Предмет Договора»;
пункт 8 изложить в следующей редакции:
«8. За единицу измерения объема товарного газа принимается один кубический метр газа при температуре 20 градусов по Цельсию и давлении 760 миллиметр ртутного столба в соответствии с пунктом 38, а также с учетом случая, предусмотренного пунктом 39 Правил розничной реализации и пользования товарным и сжиженным нефтяным газом, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 3 ноября 2014 года № 96 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 9936).»;
заголовок главы 3 изложить в следующей редакции:
«Глава 3. Права и обязанности сторон»;
подпункт 3) пункта 9 изложить в следующей редакции:
«3) рассматривать по существу письменное заявление бытового потребителя на получение разрешения по изменению схемы газопотребления, установке нового и дополнительного газового оборудования в сроки, установленные Законом Республики Казахстан «О порядке рассмотрения обращений физических и юридических лиц»;»;
пункт 10 изложить в следующей редакции:
«10. Бытовой потребитель обязан:
1) производить оплату за газ в соответствии с условиями настоящего Договора;
2) обеспечить безопасную эксплуатацию газопотребляющих систем, дымовых и вентиляционных каналов, участков газовых сетей, находящихся в его ведении, своевременную проверку и прочистку дымовых и вентиляционных каналов;
3) обеспечить представителям поставщика беспрепятственный доступ к газопотребляющему оборудованию, газовым сетям и прибору учета при предъявлении служебного удостоверения для проверки приборов учета, газового оборудования, достоверности данных по количеству проживающих и наличия действующих свидетельств о государственной поверке;
4) нести ответственность за сохранность, техническое состояние и поверку принадлежащего ему приборов учета газа, а также целостность его пломбировки, осуществленной поставщиком;
5) производить изменение схемы газоснабжения, установку и подключение нового и дополнительного газового оборудования только после получения письменного разрешения поставщика;
6) письменно извещать поставщика о состоянии и произошедших изменениях данных, отражающихся на объеме газопотребления и его оплате (изменения количества проживающих, размер отапливаемой площади, мощность газового оборудования). При неизвещении бытовым потребителем о произошедших изменениях и потреблении газа без прибора учета, его неисправности либо несоответствии параметрам газового оборудования объем потребленного газа рассчитывается по имеющимся у поставщика данным. При этом перерасчет оплаты за газ осуществляется с момента подачи бытовым потребителем соответствующего заявления с приложением подтверждающих документов;
7) рационально использовать газ по его прямому назначению в соответствии с условиями настоящего Договора;
8) принимать меры по замене газового оборудования, в случаях превышения срока его эксплуатации согласно паспортным данным;
9) незамедлительно сообщать поставщику в случае обнаружения неисправности и остановки прибора учета.»;
заголовок главы 4 изложить в следующей редакции:
«Глава 4. Порядок оплаты»;
пункт 15 изложить в следующей редакции:
«15. При обнаружении неисправности прибора учета расчет потребленного газа производится по действующим нормам потребления газа за период со дня проведения последней проверки до дня обнаружения, но не более двух месяцев с учетом произведенной бытовым потребителем оплаты.»;
заголовок главы 5 изложить в следующей редакции:
«Глава 5. Ответственность сторон»;
пункт 18 изложить в следующей редакции:
«18. При нарушении, указанным в подпункте 1) пункта 36 Правил розничной реализации и пользования товарным и сжиженным нефтяным газом, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 3 ноября 2014 года № 96 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 9936) (далее – Правил) поставщик производит перерасчет расхода газа в соответствии с подпунктом 1) пункта 47 Правил.»;
заголовок главы 6 изложить в следующей редакции:
«Глава 6. Заключительные положения»;
пункт 21 изложить в следующей редакции:
«21. Договор вступает в силу и становится обязательным для сторон с момента его заключения и действует на период эксплуатации газопотребляющих систем, а по расчетам и финансовым обязательствам - до полного их завершения.».
заголовок главы 7 изложить в следующей редакции:
«Глава 7. Юридические адреса сторон»;
в Типовом договоре розничной реализации сжиженного нефтяного газа, утвержденном указанным приказом:
заголовок главы 1 изложить в следующей редакции:
«Глава 1. Основные понятия, используемые в Договоре»;
«1. В Договоре используются следующие термины и определения:
1) газ – сжиженный нефтяной газ;
2) газовое оборудование – технические изделия полной заводской готовности, используемые в качестве составных элементов газопроводов (компенсаторы, конденсатосборники, предохранительно-сбросная арматура, арматура трубопроводная запорная), а также газоиспользующие установки (газовые приборы, печи и плиты);
3) отключение от системы газоснабжения – комплекс газоопасных работ, выполняемых представителями поставщика и направленных на прекращение подачи газа к газовому оборудованию потребителя;
4) изменения схемы газоснабжения – изменение прокладки внутриквартирного газопровода и перенос газовых приборов;
5) газоснабжающая организация – аккредитованная газосетевая организация, осуществляющая розничную реализацию сжиженного нефтяного газа потребителю через групповые резервуарные установки;
6) приборы учета – средства измерений и другие технические средства, которые выполняют следующие функции: измерение, накопление, хранение, отображение информации о расходе, объеме, температуре, давлении газа и времени работы приборов;
7) нелегальное подключение – подключение потребителя к системе газоснабжения, выполненное при наличии пломбы (стакана-заглушки и пр.) поставщика, свидетельствующей об отключении потребителя от системы газоснабжения;
8) самовольное подключение – действия потребителя, направленные на подключение к системе газоснабжения собственными силами либо с помощью лиц, не имеющих на то специального разрешения;
9) бытовой потребитель – физическое лицо, приобретающее сжиженный нефтяной газ для бытовых нужд без целей использования в предпринимательской деятельности и дальнейшей их реализации;
10) фактическое проживание в жилом помещении бытового потребителя – численность постоянно (не менее одного месяца) проживающих в жилом помещении членов семьи бытового потребителя, иных проживающих лиц, в том числе и по договору найма (аренды);
11) несвоевременная оплата – неоплата/ненадлежащая оплата потребителем за потребленный газ по истечении срока оплаты, установленного законодательством и/или настоящим Договором;
12) кран на опуске – запорная арматура на газопроводе перед газовым оборудованием потребителя.»;
заголовок главы 2 изложить в следующей редакции:
«Глава 2. Предмет Договора»;
заголовок главы 3 изложить в следующей редакции:
«Глава 3. Права и обязанности сторон»;
заголовок главы 4 изложить в следующей редакции:
«Глава 4. Учет и оплата за газ»;
пункт 13 изложить в следующей редакции:
«13. Приборы учета, которые установлены у потребителя, должны быть поверены и опломбированы юридическим лицом, аккредитованным на поверку средств измерений.»;
заголовок главы 5 изложить в следующей редакции:
«Глава 5. Ответственность сторон»;
заголовок главы 6 изложить в следующей редакции:
«Глава 6. Заключительные положения Договора»;
пункт 27 изложить в следующей редакции:
«27. Договор вступает в силу и становится обязательным для сторон с момента его заключения и носит бессрочный характер.»;
заголовок главы 7 изложить в следующей редакции:
«Глава 7. Юридические адреса сторон»;
в Типовом договоре технического обслуживания газопотребляющих систем и газового оборудования коммунально-бытовых и бытовых потребителей, утвержденном указанным приказом:
заголовок главы 1 изложить в следующей редакции:
«Глава 1. Предмет Договора»;
заголовок главы 2 изложить в следующей редакции:
«Глава 2. Права и обязанности исполнителя»;
заголовок главы 3 изложить в следующей редакции:
«Глава 3. Права и обязанности заказчика»;
пункт 8 изложить в следующей редакции:
«8. Заказчик обязан:
1) обеспечить эксплуатацию газового оборудования в соответствии с инструкциями по их эксплуатации;
2) при неисправности газового оборудования, дымовых и вентиляционных каналов, появлении запаха газа немедленно прекратить пользование газом и сообщить в аварийную службу газораспределительной, газосетевой организации;
3) обеспечить своевременную проверку и прочистку дымовых и вентиляционных каналов;
4) обеспечивать доступ представителю исполнителя (по предъявлению служебного удостоверения или документа, удостоверяющего личность) к газовому оборудованию для осмотра, в случае необходимости ремонта, а при аварийных ситуациях – в любое время суток. При проведении исполнителем технического обслуживания представить копию проекта газоснабжения (исполнительно-технической документации) на газифицированный объект;
5) не производить и не допускать проведение работ по самовольной газификации, перемонтажу, монтажу, демонтажу, изменению конструкции и ремонту (в том числе замене) газового оборудования, дымовых и вентиляционных каналов;
6) не загромождать места расположения кранов на вводе перед газовым оборудованием и на разводке (стояки);
7) устранить выявленные исполнителем нарушения, согласно акту по устранению нарушений по безопасной эксплуатации газового оборудования;
8) в течение пяти рабочих дней сообщать исполнителю об изменении количества оборудования, подлежащего техническому обслуживанию.»;
заголовок главы 4 изложить в следующей редакции:
«Глава 4. Стоимость услуг и порядок оплаты»;
пункт 10 изложить в следующей редакции:
«10. Стоимость работ по техническому обслуживанию определяется на основании действующего прейскуранта исполнителя. Оплата работ по техническому обслуживанию газопотребляющих систем по настоящему Договору производится заказчиком по его усмотрению ежемесячно или один раз в год путем перечисления на расчетный счет исполнителя. Оплата производится на основании выставленного счета до двадцать пятого числа месяца, в котором был выставлен счет.»;
заголовок главы 5 изложить в следующей редакции:
«Глава 5. Ответственность сторон»;
пункт 13 изложить в следующей редакции:
«13. Исполнитель не несет ответственности и не гарантирует работу газопотребляющей системы при нарушении заказчиком условий настоящего Договора.»;
пункт 15 изложить в следующей редакции:
«15. В случае непредоставления исполнителю доступа к газопотребляющим системам, ответственность за исправное техническое состояние газопотребляющих систем несет заказчик.»;
заголовок главы 6 изложить в следующей редакции:
«Глава 6. Срок действия Договора»;
пункт 18 изложить в следующей редакции:
«18. Договор вступает в силу и становится обязательным для сторон с момента его заключения и действует на период эксплуатации газопотребляющих систем, а по расчетам и финансовым обязательствам – до полного их завершения.».
3. Внести в приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 29 декабря 2017 года № 491 «Об утверждении нормативно-технического документа в сфере и газа и газоснабжения» (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 16429) следующее изменение:
преамбулу изложить в следующей редакции:
«В соответствии с подпунктом 32) пункта 16 Положения о Министерстве энергетики Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 19 сентября 2014 года № 994, ПРИКАЗЫВАЮ:»;
4. Внести в приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 5 мая 2018 года № 166 «Об утверждении формы отчета о выполнении программы развития переработки сырого газа» (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 16953) следующее изменение:
форму отчета о выполнении программы развития переработки сырого газа, утвержденную указанным приказом изложить в редакции согласно приложению 1 к настоящему перечню.
5. Внести в приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 18 сентября 2018 года № 377 «Об утверждении Правил расчета и утверждения норм потребления товарного и сжиженного нефтяного газа» (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 17472) следующие изменения:
в Правилах расчета и утверждения норм потребления товарного и сжиженного нефтяного газа, утвержденных указанным приказом:
приложения 6 и 7 изложить в редакции согласно приложениям 2 и 3 к настоящему перечню.
Приложение 1
к Перечню некоторых приказов Министра энергетики Республики Казахстан, в которые вносятся
изменения и дополнение
Утверждена приказом
Министра энергетики
Республики Казахстан
от 5 мая 2018 года № 166
Форма*,
предназначенная для сбора административных данных
Представляется: Министерство энергетики Республики Казахстан
Форма административных данных размещена на интернет-ресурсе: https://www.gov.kz/memleket/entities/energo?lang=ru.
Наименование формы административных данных: Отчет о выполнении программы развития переработки сырого газа.
Индекс формы административных данных: форма № 1-ФОП.
Периодичность: ежегодная.
Отчетный период: 20___ год
Круг лиц, представляющих информацию: недропользователи в области углеводородов Республики Казахстан.
Срок представления формы административных данных: не позднее двадцать пятого января года, следующего за отчетным годом (в случае завершения срока действия программы развития переработки сырого газа в течение отчетного года, отчет предоставляется и по завершенной, и по действующей программам развития переработки сырого газа).
№ п/п
Наименование недропользователя
Наименование месторождения с указанием номера контракта
Период действия отчетной программы развития переработки сырого газа
Добыча сырого газа (миллион метр3 (далее – млн. м3)
Плановый показатель добычи сырого газа согласно программе развития переработки сырого газа
Фактическая добыча, в том числе:
Причины расхождения фактической добычи сырого газа от планового показателя, указанного в программе развития переработки сырого газа
Промышленная добыча сырого газа
Добыча сырого газа в период пробной эксплуатации месторож дения
Добыча сырого газа при испытании объектов скважин
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Продолжение таблицы
Объем сырого газа затраченного на переработку и (или) утилизацию (млн. м3), в том числе:
На переработку до товарного и сжиженного газа
На выработку электроэнергии
На обратную закачку в пласт (с указанием цели закачки)
На использование на собственные технологические нужды
На сдачу в газопровод (с указанием в разрезе получателей)
Прочие (расписать)
10
11
12
13
14
15
Продолжение таблицы
Технологические потери сырого газа
Объем сожженного сырого газа (млн.м³)
Разрешенный объем сжигания сырого газа, в том числе:
При технологически неизбежном сжигании газа:
При пробной эксплуатации место рождения
При испытании объектов скважин
При пусконаладке технологического оборудования
При эксплуатации технологического оборудования
При техническом обслуживании и ремонтных работах технологического оборудования
При технологических сбоях, отказах и отклонениях в работе технологического оборудования
16
17
18
19
20
21
22
Продолжение таблицы
Объем сожженного сырого газа (млн. м3)
Фактический объем сжигания сырого газа, в том числе:
При технологически неизбежном сжигании газа:
При пробной эксплуатации месторождения
При испытании объектов скважин
Другие (в том числе аварийный)
При пусконаладке технологического оборудования
При эксплуатации технологического оборудования
При техническом обслуживании и ремонтных работах технологического оборудования
При технологических сбоях, отказах и отклонениях в работе технологического оборудования
23
24
25
26
27
28
29
Продолжение таблицы
Наименование объекта утилизации сырого газа (строитель ство трубопровода, установка газогенератора, установка газопоршневой электростанции, строительство установки комплексной подготовки газа)
Дата строительства объектов утилизации сырого газа
Выполнение, %
Причины невыполнения
Приме
чание
Начало
Завершение
По программе развития переработки сырого газа
Фактически
По программе развития переработки сырого газа
Фактически
30
31
32
33
34
35
36
37
Исполнитель: ______________________________ (фамилия, имя, отчество (при его наличии) подпись и телефон)
Руководитель:__________________________ (фамилия, имя, отчество (при его наличии) подпись и телефон)
Главный бухгалтер: _____________________________ (фамилия, имя, отчество (при его наличии) подпись и телефон)
Адрес _______________________ _____________________________ Электронный адрес ___________ _____________________________
Примечание. * - пояснение по заполнению формы приведено в приложении к настоящей форме.
Приложение
к форме отчета о выполнении программы развития переработки
сырого газа
Пояснение по заполнению формы «Отчет о выполнении программы развития переработки сырого газа» (Индекс: форма № 1, периодичность: ежегодная)
Форма «Отчет о выполнении программы развития переработки сырого газа» заполняется следующим образом:
в графе 1 «№ п/п» указывается нарастающий порядковый номер;
в графе 2 «Наименование недропользователя» указывается полное наименование недропользователя;
в графе 3 «Наименование месторождения с указанием номера контракта» указывается наименование месторождения с указанием номера контракта;
в графе 4 «Период действия отчетной программы развития переработки сырого газа» указывается фактический период действия отчетной программы развития переработки сырого газа;
в графе 5 «Плановый показатель добычи сырого газа согласно программе развития переработки сырого газа» указывается плановый показатель добычи сырого газа согласно программе развития переработки сырого газа, в численном выражении;
в графе 6 «Промышленная добыча сырого газа» указывается объем промышленной добычи сырого газа, в численном выражении;
в графе 7 «Добыча сырого газа в период пробной эксплуатации месторождения» указывается объем добычи сырого газа в период пробной эксплуатации месторождения, в численном выражении;
в графе 8 «Добыча сырого газа при испытании объектов скважин» указывается объемы добычи сырого газа при испытании объектов скважин, в численном выражении;
в графе 9 «Причины расхождения фактической добычи сырого газа от планового показателя, указанного в программе развития переработки сырого газа» указывается информация о причинах расхождения фактической добычи сырого газа от планового показателя, указанного в программе развития переработки сырого газа;
в графе 10 «На переработку до товарного и сжиженного газа» указывается объем сырого газа, затраченного на переработку до товарного и сжиженного газа, в численном выражении;
в графе 11 «На выработку электроэнергии» указывается объем сырого газа затраченного на выработку электроэнергии, в численном выражении;
в графе 12 «На обратную закачку в пласт (с указанием цели закачки)» указывается объем сырого газа затраченного на обратную закачку в пласт (с указанием цели закачки), в численном выражении;
в графе 13 «На использование на собственные технологические нужды» указывается объем сырого газа, затраченного на использование на собственные технологические нужды, в численном выражении;
в графе 14 «На сдачу в газопровод (с указанием в разрезе получателей)» указывается объем сырого газа затраченного на сдачу в газопровод (с указанием в разрезе получателей), в численном выражении;
в графе 15 «Прочие (расписать)» указываются прочие объемы сырого газа, затраченные на переработку и (или) утилизацию, в численном выражении;
в графе 16 «Технологические потери сырого газа» указывается объем технологических потерь сырого газа, в численном выражении;
в графе 17 «При пусконаладке технологического оборудования» указывается разрешенный объем сжигания сырого газа, при пусконаладке технологического оборудования, в численном выражении;
в графе 18 «При эксплуатации технологического оборудования» указывается разрешенный объем сжигания сырого газа при эксплуатации технологического оборудования, в численном выражении;
в графе 19 «При техническом обслуживании и ремонтных работах технологического оборудования» указывается разрешенный объем сжигания сырого газа при техническом обслуживании и ремонтных работах технологического оборудования, в численном выражении;
в графе 20 «При технологических сбоях, отказах и отклонениях в работе технологического оборудования» указывается разрешенный объем сжигания сырого газа при технологических сбоях, отказах и отклонениях в работе технологического оборудования, в численном выражении;
в графе 21 «При пробной эксплуатации месторождения» указывается разрешенный объем сжигания сырого газа при пробной эксплуатации месторождения, в численном выражении;
в графе 22 «При испытании объектов скважин» указывается разрешенный объем сжигания сырого газа, при испытании объектов скважин, в численном выражении;
в графе 23 «При пусконаладке технологического оборудования» указывается фактический объем сжигания сырого газа, при пусконаладке технологического оборудования, в численном выражении;
в графе 24 «При эксплуатации технологического оборудования» указывается фактический объем сжигания сырого газа, при эксплуатации технологического оборудования, в численном выражении;
в графе 25 «При техническом обслуживании и ремонтных работах технологического оборудования» указывается фактический объем сжигания сырого газа, при техническом обслуживании и ремонтных работах технологического оборудования, в численном выражении;
в графе 26 «При технологических сбоях, отказах и отклонениях в работе технологического оборудования» указывается фактический объем сжигания сырого газа, при технологических сбоях, отказах и отклонениях в работе технологического оборудования, в численном выражении;
в графе 27 «При пробной эксплуатации месторождения» указывается фактический объем сжигания сырого газа, при пробной эксплуатации месторождения, в численном выражении;
в графе 28 «При испытании объектов скважин» указывается фактический объем сжигания сырого газа, при испытании объектов скважин, в численном выражении;
в графе 29 «Другие (в том числе аварийный)» указывается фактический объем сжигания сырого газа, на другие технологические процессы, в том числе аварийный объем сжигания сырого газа, в численном выражении;
в графе 30 «Наименование объекта утилизации сырого газа (строительство трубопровода, установка газогенератора, установка газопоршневой электростанции, строительство установки комплексной подготовки газа и др.)» указывается наименование объекта утилизации сырого газа (строительство трубопровода, установка газогенератора, установка газопоршневой электростанции, строительство установки комплексной подготовки газа и др.);
в графе 31 «По программе развития переработки сырого газа» указывается начальная дата строительства объектов утилизации сырого газа по программе развития переработки сырого газа;
в графе 32 «Фактически» указывается фактическая начальная дата строительства объектов утилизации сырого газа;
в графе 33 «По программе развития переработки сырого газа» указывается дата завершения строительства объектов утилизации сырого газа по программе развития переработки сырого газа;
в графе 34 «Фактически» указывается фактическая дата завершения строительства объектов утилизации сырого газа;
в графе 35 «Выполнение, %» указывается фактическое выполнение мероприятий, запланированных по программе развития переработки сырого газа в процентном выражении;
в графе 36 «Причины невыполнения» указывается информация о причинах невыполнения мероприятий, запланированных по программе развития переработки сырого газа;
в графе 37 «Примечание» указывается дополнительная информация об отчете о выполнении программы развития переработки сырого газа.
Приложение 2
к Перечню некоторых приказов Министра энергетики Республики Казахстан, в которые вносятся
изменения и дополнение
Приложение 6
к Правилам расчета и
утверждения норм потребления товарного и сжиженного нефтяного газа
Климатические параметры для расчета норм потребления и товарного и/или сжиженного нефтяного газа на отопление
№ п/п
Субъект Республики Казахстан
оС
Отопительный период
оС
сутки
Мдж/м2
V, м/с
1.
город Нур-Султан
-35
-8,1
216
1591
5,2
2.
город Алматы
-25
-1,8
167
1001
1,1
3.
Акмолинская область
-33
-8,1
217
1520
5,5
4.
Актюбинская область
-33
-6,7
193
1421
4,5
5.
Алматинская область
-26
-3,6
171
1466
1,6
6.
Атырауская область
-24
-2,8
176
1342
5,3
7.
Западно-Казахстанская область
-30
-5,4
191
1358
4
8.
Жамбылская область
-24
-2,3
153
1001
3,2
9.
Карагандинская область
-32
-6,9
204
1591
4,9
10.
Костанайская область
-33
-8,1
214
1450
4,8
11.
Кызылординская область
-25
-4,6
174
1485
4,2
12.
Мангистауская область
-17
-1
161
909
-
13.
Туркестанская область
-18
-2,6
163
1001
2,5
14.
Павлодарская область
-34
-8,6
213
1514
4,3
15.
Северо-Казахстанская область
-36
-8,6
222
1302
5,7
16.
Восточно-Казахстанская область
-37
-7,3
204
1684
2,7
17.
город Шымкент
-18
-2,6
163
1001
2,5
Приложение 3
к Перечню некоторых приказов Министра энергетики Республики Казахстан, в которые вносятся
изменения и дополнение
Приложение 7
к Правилам расчета и
утверждения норм потребления товарного и сжиженного нефтяного газа
Алгоритм определения условного коэффициента теплопередачи здания с учетом теплопотерь за счет инфильтрации и вентиляции
1. Условный коэффициент теплопередачи здания Кинф, Вт/(м2 х оС), учитывающий теплопотери за счет инфильтрации и вентиляции, определяется по формуле:
сЕ – удельная теплоемкость воздуха, равная 1,0 кДж/(кг х оС);
nE – средняя кратность воздухообмена здания за отопительный период, час-1, определяемая по формуле (7.3);
βV – коэффициент снижения объема воздуха в здании, учитывающий наличие внутренних ограждающих конструкций (рекомендуется =0,85);
Vот – отапливаемый объем здания, м3 (приложение 4 к Правилам расчета и утверждения норм потребления товарного и сжиженного нефтяного газа, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 18 сентября 2018 года № 377 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 17472) (далее – Правила);
– общая площадь внутренних поверхностей ограждающих строительных конструкций, отделяющих отапливаемые помещения от неотапливаемых, от наружного воздуха и грунта, м2 (приложение 4 к настоящим Правилам);
k – коэффициент учета влияния встречного теплового потока в светопрозрачных конструкциях для окон с двойными раздельными переплетами k=0,8;
– средняя плотность приточного воздуха за отопительный период, кг/м3, определяется по формуле:
tE – расчетная средняя температура внутреннего воздуха здания, оС, принимаемая по минимальным значениям оптимальной температуры жилых зданий в интервале 20-22оС;
– средняя температура наружного воздуха за отопительный период, оС, принимается для конкретного региона в соответствии с приложением 6 к Правилам.
2. Средняя кратность воздухообмена здания за отопительный период , час-1, рассчитывается с учетом суммарного воздухообмена за счет вентиляции и инфильтрации по формуле:
где:
LE – количество приточного воздуха, поступающего в здание через систему вентиляции, м3/час, определяемое по формуле (7.4);
Gинф – количество воздуха, инфильтрующегося в здание через ограждающие конструкции, кг/ч, определяемое по формулам (7.5-7.8).
3. Минимальная производительность системы вентиляции жилого здания (дома) должна обеспечивать не менее однократного обмена объема воздуха в течение одного часа.
Количество приточного воздуха, поступающего в жилое здание (дом) через систему вентиляции при неорганизованном (естественном) притоке LE , м3/час, определяется по формуле:
где bE – коэффициент превышения минимального количества приточного воздуха при естественной вентиляции, обусловленный действием следующих факторов:
отсутствием регулируемых вентиляционных решеток и клапанов;
наличием неплотностей (щелей) в дверях, окнах;
ненормативной воздухоизоляцией ограждающих конструкций зданий.
С учетом преобладающего в регионе состояния жилищного фонда в практических расчетах в зависимости от наличия перечисленных факторов коэффициент следует принимать:
при одном факторе от 1,1 до 2,0;
при сочетании двух факторов от 1,5 до 2,5;
при трех факторах от 2,2 до 3,0.
4. Суммарное количество воздуха, поступающего в жилое здание (дом) за счет инфильтрации через ограждающие и светопрозрачные конструкции, а также через входные двери, Gинф, кг/ч, определяется по формулам:
где:
- количество воздуха, инфильтрующегося в здание (дом) через ограждающие конструкции (за исключением заполнений световых проемов и входных дверей), кг/час;
– то же, через светопрозрачные конструкции, кг/час;
– то же, через входные двери, кг/час;
– общая площадь внутренних поверхностей ограждающих строительных конструкций, отделяющих отапливаемые помещения от неотапливаемых, от наружного воздуха и от грунта, м2 (приложение 4 к Правилам);
AF – суммарная площадь световых проемов, м2 (приложение 4 к Правилам);
AДЕ – общая площадь входных дверей, м2 (для одной входной двери в среднем =2 м2);
– разность давлений воздуха на наружной и внутренней поверхностях ограждающих конструкций, Па, определяется в подразделе 7.5;
– нормируемое сопротивление воздухопроницанию ограждающих конструкций здания, м2 х ч х Па/кг;
– нормируемое сопротивление воздухопроницанию светопрозрачных конструкций, м2 х ч хПа/кг (для окон в деревянных переплетах =0,167 м2 х ч х Па/кг);
– нормируемое сопротивление воздухопроницанию входных дверей, м2 ч Па/кг(для входных дверей жилых зданий Rинфдв=0,452 м2 х ч х Па/кг).
5. Разность давлений воздуха на наружной и внутренней поверхностях ограждающих конструкций , Па, определяется по формуле:
где:
hЗД – высота здания (от пола первого этажа до верха вытяжной шахты), м;
– удельный вес наружного воздуха, H/м3, определяемый по формуле:
– удельный вес внутреннего воздуха, H/м3, определяемый по формуле:
– средняя скорость ветра за отопительный период, м/с, и – средняя температура наружного воздуха за отопительный период, °С , принимаются для конкретного региона в соответствии с приложением 6 к Правилам.
6. В результате воздействия природно-климатических факторов и жизнедеятельности человека с течением времени происходит утрата первоначальных технико-эксплуатационных качеств жилых зданий (воздухопроницаемости, тепловой защиты, прочности, устойчивости).
Физический износ жилых зданий (конструкций, элементов или их участков) оценивается по конкретным признакам износа и их количественной оценке.
7. Учет физического износа, обуславливающего превышение нормируемой воздухопроницаемости конструкций и элементов жилых зданий, приводит к увеличению условного коэффициента теплопередачи здания Кинф , рассчитанного по формуле (7.1).
Действительное значение условного коэффициента теплопередачи здания учитывающего теплопотери за счет инфильтрации и вентиляции в эксплуатируемых жилых зданиях, определяемое по формуле:
где:
r – коэффициент превышения нормируемой воздухопроницаемости в эксплуатируемых жилых зданиях;
Кинф – условный коэффициент теплопередачи здания, учитывающий теплопотери за счет инфильтрации и вентиляции, Вт/(м2·°С), определяют по формуле (7.1).
8. Таблица распределения жилищного фонда в регионах Республики Казахстан по материалу стен зданий и усредненное сопротивление воздухопроницанию материалов и конструкций стен:
№ п/п
Субъект
Республики
Казахстан
, оС
Отопительный период
, оС
сутки
, Мдж/м2
V, м/с
1.
город Нур-Султан
2.
город Алматы
3.
Акмолинская область
4.
Актюбинская область
5.
Алматинская область
6.
Атырауская область
7.
Западно-Казахстанская область
8.
Жамбылская область
9.
Карагандинская область
10.
Костанайская область
11.
Кызылординская область
12.
Мангистауская область
13.
Туркестанская область
14.
Павлодарская область
15.
Северо-Казахстанская область
16.
Восточно-Казахстанская область
17.
город Шымкент
9. Таблица распределение жилищного фонда в регионах Республики Казахстан по годам возведения, физическому износу зданий и коэффициенты превышения нормируемой воздухопроницаемости в эксплуатируемых жилых зданиях:
№ п/п
Субъект Республики Казахстан
Доля квартир (по площади) по годам возведения, %
Доля квартир по площади) в зданиях с физическим износом, %
Коэффициенты превышения нормируемой воздухопроницаемости
До 1920
1921 -1945
1946 -1970
1971 -1995
после 1995
от 0
до 30
от 31
до 65
свыше 65
1.
город Нур-Султан
2.
город Алматы
3.
Акмолинская область
4.
Актюбинская область
5.
Алматинс кая область
6.
Атырауская область
7.
Западно- Казахстанская область
8.
Жамбылс кая область
9.
Карагандинская область
10.
Костанайс кая область
11.
Кызылординская область
12.
Мангистауская область
13.
Туркестанс кая область
14.
Павлодарс кая область
15.
Северо- Казахстанская область
16.
Восточно- Казахстанская область
17.
город Шымкент