Что такое потери газа

Что такое потери газа

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ТАРИФАМ

от 28 июня 2005 года N СН-3923/9

[Разъяснения по вопросу учета потерь газа]

а) отклонение объемов фактического потребления газа населением от утвержденных в установленном порядке нормативов потребления;

б) отклонение объемов фактического расхода газа ГРО на технологические нужды от объема, рассчитанного по действующим нормам и зафиксированного в договоре поставки газа на технологические нужды ГРО;

в) проведение аварийных работ, а также внеплановых ремонтных работ;

г) технологические потери газа в системах газораспределения (эксплуатационные утечки и т.п.):

д) погрешность измерений установленных приборов учета газа у промышленных потребителей и населения и существующие проблемы с приведением измеряемых объемов газа к нормальным условиям;

е) несоблюдение технологического режима транспортировки газа.

Ответственность за разбаланс газа, обусловленный вышеуказанными причинами, по мнению ФСТ России, распределяется между поставщиком газа и ГРО следующим образом.

На финансовый результат поставщика газа должны относиться убытки (прибыль), полученные:

вследствие отклонения фактического потребления газа населением на бытовые нужды от нормативов потребления, утвержденных в установленном порядке, ввиду того что возникающие в результате этого потери газа не являются потерями при транспортировке газа. В этом случае ФСТ России считает целесообразным проводить соответствующую работу с целью приведения установленных нормативов потребления газа к обоснованному уровню. Кроме того, считаем необходимым проведение работы по внедрению приборов учета газа у населения, в том числе на ГРП и ШРП, распределяющих газ на жилые микрорайоны;

вследствие отклонения объемов газа из-за погрешности измерений установленных приборов учета расхода газа на ГРС, у промышленных потребителей и населения. Погрешность приборов учета определяется на основании паспортных данных и в соответствии с ГОСТом 8.143-75. В этом случае ФСТ России считает целесообразным в технических соглашениях и договорах поставки газа предусматривать механизм урегулирования разногласий, а также проводить необходимую работу по замене устаревшего оборудования на узлах учета газа.

Для целей определения фактического потребления газа населением, не имеющим приборов учета, рекомендуем использовать РД 153-39.0-071-01, утвержденный приказом Минэнерго России от 04.04.2001 N 100.

Финансовые потери от разбаланса газа, вызванного прочими причинами, в том числе несоблюдением технологического режима транспортировки газа по вине ГРО, должны относиться на финансовый результат ГРО с учетом следующих замечаний.

Объем газа, использованный ГРО при локализации и ликвидации аварий, для проведения внепланового отключения или подключения оборудования или отдельных участков газопроводов и т.п., должен быть оплачен организацией, по вине которой потребовалось производить указанные работы. Соответственно указанные расходы не могут быть учтены при установлении тарифа ГРО.

Кроме того, соответствующие расходы по страхованию, в том числе и объектов газоснабжения на случай аварийных ситуаций, могут быть учтены при установлении тарифов.

Объем технологических потерь газа в системах газораспределения (эксплуатационные утечки и т.п.) и соответственно уровень расходов ГРО по этой статье в целях расчета тарифов ГРО определяется по «Методике определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа» РД 153-39.4-079-01. принятой и введенной в действие приказом Минэнерго России от 01.08.2001 N 231.

В отношении объемов газа, использованных при ликвидации аварийных ситуаций, а также связанных с технологическими потерями, не должен применяться тариф на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям.

Одновременно прошу считать информационное письмо ФЭК России от 08.08.2003 N ЮС-2831/9 утратившим силу.

Источник

«Методические рекомендации по определению технологических потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом» (утв. Минэнерго России 24.01.2019)

Заместитель Министра энергетики

ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА

ПРИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ МАГИСТРАЛЬНЫМ

Методические рекомендации разработаны взамен Методических рекомендаций по определению и обоснованию технологических потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом, утвержденных Минэнерго России 9 июля 2012 года.

В целях настоящих Методических рекомендаций применены следующие термины и определения:

Баланс газа: количественное итоговое равное соотношение с одной стороны: остатки на начало отчетного периода и поступления газа; с другой стороны: отбор газа на различные цели, в том числе производственные и бытовые нужды, потери, в том числе технологические, отпуск газа потребителям и (или) покупателям, остатки газа на конец отчетного периода.

Газоперекачивающий агрегат (ГПА): установка, включающая в себя газовый компрессор (нагнетатель), привод (газотурбинный, электрический, поршневой или другого типа) и оборудование, необходимое для их функционирования.

Газопровод магистральный: технологически неделимый, централизованно управляемый имущественный производственный комплекс, состоящий из взаимосвязанных объектов, являющихся его неотъемлемой технологической частью, предназначенных для транспортировки подготовленного в соответствии с техническим регламентом и национальными стандартами природного газа от объектов добычи и (или) пунктов приема до пунктов сдачи потребителям или передачи в распределительные газопроводы, или на хранение.

Газопровод-отвод: газопровод, обеспечивающий некомпримируемую подачу газа от магистрального газопровода до ГРС, ГИС.

Давление газа рабочее: максимально возможное давление газа, установленное проектом, при котором обеспечивается режим эксплуатации газопровода.

Источник технологических потерь природного газа: производственный объект (сооружение, технологическое оборудование, устройство), вследствие технологического функционирования которого в процессе транспортировки природного газа магистральным трубопроводом возникают потери природного газа.

Методика: способ расчета, установления, определения искомых величин, алгоритма осуществления операций и процедур выполнения работы.

Норматив технологических потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводом: относительная величина потерь природного газа, обусловленная технологическим процессом транспортировки природного газа по участку магистрального трубопровода в расчетном периоде, к величине объема природного газа, подлежащего транспортировке по данному участку в соответствии с технологической схемой транспортировки, утвержденной в установленном порядке.

Транспортировка природного газа: совокупность технологических операций, включающая в себя закачку (прием) природного газа для транспортировки магистральным трубопроводом, перемещение (перекачку) природного газа от пунктов приема до пунктов сдачи и сдачу природного газа по итогам транспортировки трубопроводным транспортом.

Источник

РД 153-39.4-079-01 Методика определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДОВ ГАЗА
НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НУЖДЫ
ПРЕДПРИЯТИЙ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА
И ПОТЕРЬ В СИСТЕМАХ
РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗА

2. ВН ЕСЕН Департаментом газовой промышленности и газификации Минэнерго России.

4. ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Минэнерго России от «01» августа 2001 г. № 231.

МЕТОДИКА
ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДОВ ГАЗА
НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НУЖДЫ ПРЕДПРИЯТИЙ
ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА И ПОТЕРЬ
В СИСТЕМАХ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗА

1. Область применения

Настоящий Руководящий документ (РД) предназначен для эксплуатационных организаций газово го хозяйства (газораспределительных организаций) топливно-энергетического комплекса Российской Федерации независимо от форм собственности; позволит организовать объектив ный учет расходов газа на технологические нужды и потерь газа в системах его распределен ия, обеспечен ие рационального и экономного использования газа самими газораспределительными организациями, снижение потерь газа.

2. Нормативные ссылки

1. СН иП 3.05.02-87* «Газоснабжение», издание 19 97 г.

3. Термины и определения, принятые сокращения

А Г ЗС- автомобильная газозаправочная станция;

4. Газовый баланс газораспределительных организаций

4. 1. Газовый баланс газораспределительных организаций может быть представлен в виде уравн ения, связывающего статьи прихода и расхода газового топлива

4.2. Расходы газа на собственные н ужды Q _сн газораспределительной организации включают в себя следующие статьи расходов:

4.2.2. Расход газа на ото п ление, вентиляцию и горячее водоснабжение принадлежащих эксп луатационной организации зданий и помещений с устан овленн ым технологическим газовым оборудованием (п ри наличии собств енной газифицированной кот ельной или ав тономных отопительных установок на газ овом топливе).

4.2.3. Расход газа на пи щ епри готовление (при наличии собственной газифицированной столовой);

4.2.4. Расход газа на заправку собственных ав то мобилей, работающих на сжиженном газе;

4.2.5. Расход газа на локализацию и ликвидацию аварийных ситуаций, возникших по вине самой газораспределительной организации.

При этом оплата поставщику за газ по данной расходной статье газового баланса должна производиться эксплуатационной организацией на общих основаниях, как и любым другим потребителем газа.

4.4. Расходы газа на техно л огические нужды Q _тн (технологические расходы) эксплуатационной организации газового хозяйства включают в себя расходы газа на обеспечение и проведение регламентных работ по обслуживанию систем газоснабжения и объектов газового хозяйства, находящихся на балансе данной организации.

4.5. Расходы газа на проведение аварийных работ Q _ав включают в себя расходы газа на проведение работ по локализации и ликвидации аварийных ситуаций, возникших по вине потребителей газа или каких-либо сторонних организаций.

4.6. Потери газа Q _пт определяются по формуле

Количество газа реализованное Q _р определяется по формуле

5. Расходы газа на технологические нужды и на проведение аварийных работ

— эксплуатация газоиспольз у ющего оборудования ремонтно-механически х мастерских и заготовительных цехов (агрегаты для газовой резки, прогрева и других видов термообработки металла, биту моварочны е печи, установки для оттаиван ия мерзлого грунта и т.п.);

— э ксплуатация испарителей сжиженного газа прямого обогрева (огневых испарителей);

— эксплуатация действующих стендов газового оборудования в техническом кабинете;

— эксплуатация специальной приборной техники химической лаборатории;

— эксплуатация действующих стендов и макетов учебно-тренировочных центров.

Расходы газа на выполнение работ, предусмо тр енных данным п ункт ом, следует определять исключительно приборным методом с помощью узлов уче та расхода газа, размещенных либо стационарно, либо непосредственн о на передвижных г азои сп ользующ их установках. При использовании в качестве источн ика топ лива баллон ов СУГ учет расхода газа может осущ е ст в лять ся весовым методом.

— периодическое т е хническое обслуживание оборудования ГРП, ШРП, ГРУ (продувка импульсных трубок к КИП, предохранительно-запорному клапану и регулятору давления; проверка параметров н астройки запорных и сбросных клапанов);

— периодическое техническое обслуживание газового оборудования котельных и газоиспользующих производственных установок, оборудования ГНС, ГНП, АГЗС, групповых резервуарных и баллонных ус т ан овок (проверка срабатывания предохранительных устройств и т.п.);

— проведение контроля уровня заполнения резервуаров Г П С, ГНП, АГЗС, автоцистерн, железнодорожных цистерн, групповых резервуарных и баллонных установок;

— п роведение технических освидетельствований и ремонтов резервуаров, автоцистерн, бытовых баллонов и баллонов газобаллонных автомобилей;

Полная структура тех н ологических расходов определяется конкретными условиями работы эксплуатационной организации газового хозяйства.

— ремонт и пу скон ал адк а на н аружных газопроводах природного и сжиженного га за;

— ремо нт и пусконаладка на внутри домо вы х газопроводах и бытовом газ овом об орудовании;

5.3. Расчетные методы определения технологических расходов газа при вводе в экс п луатацию вновь построенных объектов и расходов газа на ремонтные работы.

При вводе газопроводов и оборудования в экс п луатацию согласно требований п. 6.48 «Правил безопасности в газовом хозяйстве» следует производить продувку газом до полного вытеснения всего воздуха.

(4)

Поправочный коэффициент k учитывает реальное увеличение расхода газа на продувку, связанное с т ехниче скими сложностями точного определени я момент а завершения продувки. Коэффициент может быть уменьшен в зависимости от т ехн ическо й оснащенност и эксплуат ационной организ ации и квалификации п ерсонала, в частности, при использ овании перен осных газоанализаторов для экспресс-анализа газа на наличие в не м в озд ух а.

(5)

(6)

5.3.4. Определен ие расхода газ а на настройку и регулировку г азоиспользующего оборудов ания, в том числе бытового (газовых плит, водонагревателей, котлов, печей). В соответствии с требованиями [ 1] потребление газа промышленными, сельскохозяйственными, коммунально-бытовыми и другими органи зациями бе з использования приборов учета газа не допускается, поэтом у расход газа на регулировку и настройку газои спользую щего оборудования должен определяться по фактическим показаниям соответствующих уз лов учета расхода газа.

Учет количества газа, реализуемого населению, может производиться по приборам учета газа или на основании норм расхода газа, разработанных газораспределительными организациями и утвержденными в установленном порядке.

5.3.5. Расход газа на периодическую принудительную проверку сраба т ывания предохранит ельны х сбросных клапанов (ПСК).

Расход газа на проверку срабатывания ПСК следует определять в соответств и и с паспортной пропускной способностью каждого конкретного сбросного устройства и в ременем, затраченным на данную технологическую операцию. Пропускную способность сбросных предохранительных клапанов ПСК-50 можно определять по таблице 3.1 0 [ 2].

5.4. Основные внутренние резервы экономии газа эксплуатационных орга н изаций газового хозяйства.

5.4.2. Введение временных нормативов (с их ежегодным пересмотром в сторону уменьшения) на расходы газа, которые по техническим причинам невозможно учитывать с помощью пр и боров учета расхода газа.

5.4.3. Повышение КПД соб ст венн ых га зоисп ользующи х установок, прежде всего за счет внедрен ия новой те хники, утилизации отходящего тепла и т.п.

5.4.4. Снижение расхода газа на со б ст венные нужды за счет:

— улучшения тепловой изоляции оси ливаемых зданий и помещений, оснащения систем отопления современными приборами регулирования температуры;

— снижения уров ня аварийн ости по вине самой эксп луатационной организ ации за счет повышения квалификации персонала, использов ания современной техники и более совершенных методов работы.

6. Потери газа в системах газораспределения

6. 1. Классификация потерь газа в системах газораспределения.

Потери газа в системах газораспределения можно разделить на «мнимые» и действительные.

К «мнимым» потерям относят количество газа, полученное и полезно используемое потребителем, но неучтенное (и поэтому неоплаченное), вследствие несовершенства методов контроля и учета расхода газа. Обычно «мнимые» потери газа вызываются отсутствием у потребителя газовых счетчиков и учетом расхода газа по усредненным нормативам, при этом возникающий фактический перерасход газа (как и фактический недобор газа потребителем) нигде не учитывается и перерасчеты между поставщиком газа и потребителем не производятся.

Кроме того, «мнимые» потери газа (как для газораспределительных организаций, так и для потребителей) могут возникать и при наличии газовых счетчиков, за счет их естественной паспортной погрешности.

Реальное уменьшение «мнимых» потерь газа может быть достигнуто только за счет повсеместного внедрения приборных методов учета расхода газа и применения газовых счетчиков, имеющих минимальную погрешность измере н ия.

В свою оч е редь действительные потери газа делятся на две группы:

— аварийные выбросы газа при повреждении газ опроводов и оборудования.

6.2. Методы опр е деления действительных пот ерь газа.

Абсолютно полная герм е ти чность ф ланцевых, резьбовых и ц апковы х соед инений являйс я практ ически недост ижимой, но указанные потери мог ут быть свед ены до минимума за сче т применения новой техн ики и материал ов, а также п овышения качества обсл уживания систем газоснабжен ия.

Эксп л уатационн ые п отери газ а в к оличественном выражении могут рассчитываться в соот ветствии с пп. 2.1.3-2.1. 8, 3.1.1 и 3.1. 2 [ 2] или определяться путем натурных измерений утечек газа п риборн ым методом на реальных объектах-представителях систем газоснабжения с последующей стати стической обработ кой результатов измерен ий. Оптимальным (для дости жени я дост оверных результатов) является сочетание обоих методов.

6.2.2. Расчет аварийных выбросов газа при повреждении газопроводов и оборудования систем газоснабжения природным и сжиженным газом следуе т осуществлять в соответствии с требованиями разделов 4 [ 2].

6.3. Предложе н ия по снижению потерь газа в системах газораспределения.

6.3.2. Совершенствование материалов и оборудования, применяемого для п ассивной и активной защиты от электрохимической коррозии газопроводов, своевременного нахождения повреждений изоляции, включая новые виды изоляционных материалов, современных конструкций катодных станций и приборн ой техники нового поколения на основе микропроцессоров, а также переход на использование полиэтиленовых труб, не подверженных коррозии.

6.3.3. Использование нового высокотех н ологичного оборудования для ГНС, ГНП и АГ ЗС, обеспечивающего минимальные потери газа.

6.3.4. Со в ершенствовани е приборной техн ики диагностирования и конт роля герметичности элементов систем газоснабжения природн ым и сжижен ным газом.

Библиография

1. «Правила уче т а газа», ут вержд ены Минтопэнерго России 14.10.1 996 г., зарегистрированы в Ми нюсте России 15.11.19 96 г. № 119 8.

3. СН иП 3.05.02-87* «Газоснабжение», издание 1997 г.

4. В. А. Багдасаров. «Потери газа в городском газовом хозяйс т ве», Л., «Недра», 1972 г.

Р асход газа, потери газа, технологи чески е нужды, труб опров оды, газора спреде лен ие.

Источник

Что такое потери газа

Об актуальных изменениях в КС узнаете, став участником программы, разработанной совместно с АО «Сбербанк-АСТ». Слушателям, успешно освоившим программу выдаются удостоверения установленного образца.

Программа разработана совместно с АО «Сбербанк-АСТ». Слушателям, успешно освоившим программу, выдаются удостоверения установленного образца.

Обзор документа

Методические рекомендации по определению и обоснованию технологических потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом (утв. Министерством энергетики РФ 9 июля 2012 г.)

Методические рекомендации могут использоваться при подготовке обоснований и расчетов нормативов потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводом организациями, оказывающими услуги по транспортировке, и организациями, передающими для транспортировки газ природный, при подготовке заявочных материалов, обосновывающих технологические потери продукции.

1. Общие положения

1.3. Для целей настоящих Методических рекомендаций к технологическим потерям газа природного не относятся:

потери газа, вызванные нарушением нормативных правовых и (или) нормативно-технических документов, регламентирующих эксплуатацию оборудования, технологических процессов, сооружений;

потери газа, произошедшие при производстве аварийно-восстановительных работ;

количество газа, используемое при проведении регламентных и ремонтных работ, а также при производстве испытаний на объектах газопроводов магистральных;

количество газа, использованное на собственные и (или) коммунальные нужды;

— потери газа, возникшие вследствие аварий, хищений транспортируемого газа.

1.4. Подготовку материалов по обоснованию технологических потерь газа природного для утверждения нормативов технологических потерь газа в плановом периоде субъектам хозяйственной деятельности рекомендуется осуществлять на основе нормативных технических документов и утвержденных проектных документов, регламентирующих технологический процесс транспортировки:

— нормативная техническая документация, регламентирующая эксплуатацию оборудования и сооружений;

— технологическая часть утвержденной проектной документации;

— карты технологических режимов;

— паспорта технологического оборудования, технические условия на их эксплуатацию и т.п.

1.5. Расчеты технологических потерь осуществляются по каждому конкретному месту образования потерь с использованием результатов измерений и данных лабораторных испытаний.

1.6. По объектам капитального строительства и реконструкции могут использоваться расчеты на основе данных, определенных техническим проектом.

1.7 Технологические потери могут рассчитываться для двух периодов года: осенне-зимнего (с 1 октября по 31 марта) и весенне-летнего (с 1 апреля по 30 сентября).

1.8. С целью учета климатического фактора, влияющего на технологические потери при транспортировке, субъекты Российской Федерации распределены по климатическим группам согласно ГОСТ 16350-80.

Распределение субъектов РФ по климатическим группам представлено в Приложении А.

1.9. Средняя температура воздуха в осенне-зимний и весенне-летний периоды определяется по СНиП 23-01-99.

2. Термины и определения

В настоящих Методических рекомендациях применены следующие термины с соответствующими определениями:

баланс газа: количественное итоговое соотношение поступлений газа и отбора, в том числе на собственные нужды, и (или) отпуска газа, с учетом остатков;

газоперекачивающий агрегат (ГПА): установка, включающая в себя газовый компрессор (нагнетатель), привод (газотурбинный, электрический, поршневой или другого типа) и оборудование, необходимое для их функционирования;

газопровод магистральный: технологически неделимый, централизованно управляемый имущественный производственный комплекс, состоящий из взаимосвязанных объектов, являющихся его неотъемлемой технологической частью, предназначенных для транспортировки подготовленной в соответствии с требованиями национальных стандартов продукции (природного газа) от объектов добычи и/или пунктов приема до пунктов сдачи потребителям и передачи в распределительные газопроводы или иной вид транспорта и/или хранения;

газопровод подключения: трубопровод, обеспечивающий подачу подготовленного к транспортировке природного газа от производителя (поставщика) до газопровода магистрального;

газопровод распределительный высокого давления: газопровод, обеспечивающий некомпримируемую подачу газа от магистрального газопровода в отводы или до ГРС крупных потребителей;

давление газа рабочее: максимально возможное давление газа, установленное проектом, при котором обеспечивается режим эксплуатации газопровода;

источник технологических потерь природного газа: производственный объект (сооружение, оборудование, аппарат) газопровода магистрального, вследствие технической эксплуатации которого возникают потери природного газа;

компрессор газовый: машина, преобразующая механическую энергию привода в энергию сжатого газа;

отвод от газопровода магистрального: часть газопровода магистрального, предназначенная для подачи газа от газопроводов магистральных до газораспределительных станций (ГРС) городов, населенных пунктов или отдельных потребителей;

перемычка газопроводов магистральных: часть газопровода магистрального, соединяющая между собой газопроводы магистральные и предназначенная для обеспечения перекачки газа из одного газопровода магистрального в другой;

пропускная способность газопровода магистрального: расчетное количество газа, которое может быть передано по газопроводу в единицу времени при максимальном использовании мощности газопровода магистрального, установленной проектом;

станция газоизмерительная: совокупность технологического оборудования, средств и систем для измерения расхода и качественных показателей природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам;

станция газораспределительная: сооружение с оборудованием, предназначенным для выполнения операций приема газа из магистрального газопровода, очистки газа от механических примесей и влаги, снижения давления до заданной величины, автоматического поддержания давления на заданном уровне, подогрева газа, одоризации газа, учета и измерения количества газа, распределения газа по потребителям;

станция компрессорная: комплекс сооружений магистрального газопровода, предназначенный для компримирования газа;

тарифный участок газопровода магистрального: часть газопровода магистрального, по которому устанавливается тариф при оказании услуг по транспортировке природного газа;

технологические потери природного газа при транспортировке магистральным трубопроводом: часть природного газа, принятого для транспортировки, безвозвратно теряемого в процессе транспортировки магистральным трубопроводом, обусловленного технологическими особенностями этого процесса, установленного проектной документацией, а также физико-химическими характеристиками транспортируемого газа;

транспортировка продукции: перемещение и передача продукции магистральным трубопроводным транспортом.

3. Обозначения и сокращения

В настоящем документе применены следующие обозначения и сокращения:

4. Виды и источники технологических потерь газа природного при транспортировке магистральным трубопроводом

4.1. Технологические потери газа природного на объектах газопровода магистрального можно подразделить на следующие виды потерь:

— неизбежное стравливание в атмосферу при технологических операциях и эксплуатации оборудования;

— вследствие допустимых утечек из оборудования и аппаратов (согласно заводских паспортов по эксплуатации на данное оборудование и аппараты).

4.2. К потерям природного газа при неизбежном стравливании в атмосферу при технологических операциях и эксплуатации оборудования относятся:

— потери газа при плановых или технологически обоснованных пусках, остановках и изменении режимов газоперекачивающих агрегатов (ГПА) (работа турбодетандера; продувка контура нагнетателя; стравливание газа из контура нагнетателя; импульсный газ на управление силовым приводом запорной арматуры и устройств КИПиА);

— потери газа при эксплуатации технологических аппаратов и коммуникаций КЦ (потери газа через свечи газоотделителей системы уплотнения центробежных нагнетателей; продувка пылеуловителей, конденсатосборников, сепараторов, вымораживателей, фильтров; проверка срабытывания сбросных предохранительных клапанов (СПК) и др.);

— потери при продувке конденсатосборников через дренажные линии;

— потери импульсного газа при эксплуатации силовых пневмоприводов кранов;

— потери при продувке сепараторов и пылеуловителей на газораспределительных станциях (ГРС);

— потери при эксплуатации пневморегуляторов и пневмоустройств, КИП, систем автоматики и телемеханики ГРС.

К технологическим потерям природного газа из оборудования и аппаратов можно отнести только те потери, которые регламентируются паспортами на соответствующее оборудование.

Не могут быть отнесены к технологическим потерям потери газа при производстве ремонтных и (или) восстановительных работ, при зачистке и опорожнении оборудования для проведения ремонтных работ, а также при проведении диагностики и испытаний на объектах МГ, таких как:

очистка внутренней полости и внутритрубной технической диагностики действующих газопроводов;

ликвидация аварий и гидратных пробок;

ремонт и реконструкция труб на линейном участке МГ;

врезка отводов и перемычек в магистральный газопровод со стравливанием природного газа;

заправка одоризацпонных и метанольных установок;

ревизия и замена сужающих устройств (диафрагм) на ГИС и пунктах замера расхода природного газа.

Источники образования технологических потерь природного газа на технологических участках магистральных газопроводов приведены в таблице 1.

5. Обоснование неизбежности технологических потерь природного газа

На каждый источник технологических потерь подготавливается документальное подтверждение их неизбежности и безвозвратности на основании инвентаризации источников потерь.

Инвентаризация источников технологических потерь осуществляется в соответствии с проектной документацией на газопровод магистральный и фактическим наличием технологического оборудование (эксплуатируемое либо законсервированное).

Документами, обосновывающими неизбежность технологических потерь природного газа, являются:

— нормативные технические документы;

— технологическая часть проектного решения компрессорных станций (КС) и линейной части магистральных газопроводов (МГ);

технологические схемы компрессорных станций (КС) магистральных газопроводов (МГ);

технологические схемы линейной части МГ;

— утвержденные технологические регламенты по эксплуатации оборудования и сооружений;

— паспорта на технологическое оборудование и сооружения;

— результаты лабораторных испытаний природного газа, перекачиваемого магистральным газопроводом.

6. Расчеты количественных показателей технологических потерь газа при транспортировке магистральным трубопроводом

6.1. Количественные показатели технологических потерь газа рассчитываются по каждому источнику технологических потерь, определенному в соответствии с инвентаризацией.

6.2. На основании расчетов количества технологических потерь газа по каждому источнику технологических потерь составляется ведомость технологических потерь газа по объекту и сводная ведомость по тарифному участку.

6.3. При проведении расчетов показатели, входящие в формулы для расчета технологических потерь газа, (кроме общепринятых) подтверждаются документами (например, актами проведенных испытаний и т.п.).

7. Методы определения (расчета) технологических потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводом

7.1. Расчет технологических потерь газа при пуске и остановке ГПА (*, *) вычисляют по формуле:

7.2. Численные значения объемов технологических потерь природного газа при пуске ГПА (*), эксплуатируемых на объектах магистрального трубопровода, определяются по формуле:

7.3. Объем технологических потерь газа (стравливаемый газ из контура нагнетателя) при остановке ГПА (*, *) вычисляют по формуле:

7.4. Расчет объемов газа, расходуемого на продувку технологического оборудования КЦ (*), расходуемого на их продувку технологического оборудования (пылеуловителей, сепараторов топливного и пускового газа, фильтров и др.) определяется по формуле

7.5. Расчет потерь газа при проверке предохранительных сбросных клапанов (ПСК) базируется на расчетных соотношениях ГОСТ 12.2.085-2002, с помощью которых определяется пропускная способность клапана

Площадь проходного сечения клапанов F зависит от конструкции и вычисляется по формулам:

Плотность природного газа *, *, при условиях (*) и * вычисляют по формуле:

Коэффициент сжимаемости газа Z при давлениях до 15 МПа и температурах 250-400 К вычисляют по формуле [11]

7.6. Потери газа, связанные с проверкой ПСК в течение расчетного периода (*), вычисляют по формуле:

7.8. Объем (масса) газообразных (жидких) сред, расходуемого при обслуживании КИПиА на объекте газопровода магистрального * (*), * (кг), вычисляется по формулам

7.9. Объем газообразных продуктов, расходуемых при продувке соединительных линий прибора, *, * вычисляют по формуле

Примечание. Под степенью открытия вентиля * понимается отношение высоты поднятия штока к полному ходу штока

7.10. Расчет объема газа, расходуемого при работе силовых пневматических приводов кранов, работающих на природном газе, *, *, вычисляют по формуле:

Расход газа при работе кранов с пневмоприводом уточняется по паспортным данным кранов.

8. Методы определения потерь природного газа на линейной части магистрального газопровода

8.1. Расчет объемов газа на продувку конденсатосборников и сепараторов (*) определяется в объеме стравливаемой жидкости по формуле:

8.2. Расчет объемов газа на продувку пылеуловителей на ГРС (*) определяется аналогично расчету, указанному в пункте 7.3 настоящих методических рекомендаций.

8.3. Расчет объема газа, расходуемого при продувке соединительных линий КИПиА, вычисляется по формуле (12).

8.4. Расчет объема газа, расходуемого при работе силовых пневмоприводов кранов (*, *), расходуемого при работе силовых пневмоприводов кранов, установленных на линейной части МГ, вычисляют по формуле (13).

9. Формирование технологических потерь природного газа по линейному участку

9.1. Формирование технологических потерь природного газа по линейному участку осуществляется на основании расчетов по каждому источнику потерь и объекту потерь, расположенных в пределах линейного участка в следующем порядке:

составляется реестр источников технологических потерь;

комплектуется пакет документов, обосновывающих неизбежность технологических потерь;

проводятся экспериментальные исследования по определению количественных показателей потерь (при необходимости);

выполняется расчет технологических потерь.

9.2. Количество технологических потерь природного газа на КС участка (*) определяется как сумма технологических потерь природного газа на источниках потерь в КЦ.

9.3. Количество технологических потерь природного газа на линейной части участка (*) определяется как сумма технологических потерь природного газа на источниках потерь этого участка.

9.4. Количество технологических потерь природного газа на линейном участке в планируемый период (*), рассчитывается по формуле:

10. Рекомендации по отбору и подготовке к анализу проб газа природного

10.1. Пробы газа рекомендуется отбирать по ГОСТ 18917-82 «Газ горючий природный. Методы отбора проб».

10.2. Отбор и подготовка к анализу газа природного осуществляется в соответствии с требованиями нормативных документов.

11. Рекомендации по организации исследований для определения технологических потерь газа природного

11.1. Рекомендуется систематически проводить анализ технологических потерь линейных участков в целях выявления источников потерь газа природного и распределения их по видам.

11.2. В итоге проведенного анализа рекомендуется составлять таблицу, представляющую распределение выявленных источников по видам потерь: (графа) наименование вида потерь, (графа) количество источников, (графа) место расположения источника.

Приложение А
к Методическим рекомендациям
по определению и обоснованию
технологических потерь нефти,
нефтепродуктов и природного газа
при транспортировке магистральным
трубопроводным транспортом

Распределение субъектов РФ по климатическим группам для применения норм технологических потерь природного газа

Обзор документа

Даны методические рекомендации по определению и обоснованию технологических потерь природного газа при его транспортировке магистральным трубопроводным транспортом. Ими могут воспользоваться организации, транспортирующие газ и передающие его к транспортировке, при подготовке заявочных материалов, обосновывающих технологические потери.

Последние подразумевают уменьшение объема газа, обусловленное техническими особенностями транспортировки и физико-химическими свойствами газа. Установлено, какие потери не относятся к технологическим. Это, в частности, газ, использованный на коммунальные и собственные нужды, а также на ремонтные работы.

Технологические потери рассчитываются в тысячах кубометров (при температуре газа 293,15 К и абсолютном давлении 0,1013 Мпа) по каждому месту их образования. Они могут определяться для 2-х периодов: осенне-зимнего (с 1 октября по 31 марта) и весенне-летнего (с 1 апреля по 30 сентября).

При расчете потерь нужно использовать результаты измерений и данные лабораторных испытаний и техпроекта (в отношении объектов капстроительства и реконструкции). При их обосновании также следует опираться на нормативную технологическую документацию по эксплуатации оборудования и сооружений, технологические карты, регламенты и др.

Источник