«Методика расчета нормативных потерь природного газа на предприятиях газового хозяйства Кыргызской Республики» Утверждена постановлением Правительства Кыргызской Республики

Приложение

Утверждена постановлением Правительства Кыргызской Республики от 31 июля 2018 года № 358

МЕТОДИКА расчета нормативных потерь природного газа на предприятиях газового хозяйства Кыргызской Республики

1. Общие положения

1. Настоящая Методика расчета нормативных потерь природного газа на предприятиях газового хозяйства Кыргызской Республики (далее - Методика) определяет правовую и методологическую основу для расчета норматива потерь природного газа на предприятиях газового хозяйства, используемого для определения плановых потерь природного газа.

2. Целью настоящей Методики является определение неизбежных и безвозвратных потерь природного газа, обусловленных технологическими особенностями процесса транспортировки, распределения и реализации природного газа, а также физико-химическими характеристиками природного газа.

3. Методика предназначена для использования государственными органами и хозяйствующими субъектами Кыргызской Республики для расчета норматива плановых потерь природного газа.

4. В настоящей Методике используются следующие термины и определения:

автомобильная газонаполнительная компрессорная станция (далее - АГНКС) - станция для заправки автомобилей и других транспортных средств, двигатели которых переделаны или изначально рассчитаны на работу на сжатом (компримированном) природном газе и имеют соответствующую систему; бытовые счетчики газа (далее - БСГ) - прибор учета, предназначенный для измерения количества (объема) природного газа. Соответственно, количество газа измеряют в кубических метрах (м3); внутренний газопровод - газопровод, проложенный от наружной конструкции здания до места подключения расположенного внутри здания газоиспользующего оборудования; газораспределительная система - имущественный производственный комплекс, состоящий из организационно и экономически взаимосвязанных объектов, предназначенных для транспортировки и подачи газа непосредственно его потребителям; газораспределительная сеть - технологический комплекс газораспределительной системы, состоящий из наружных газопроводов населенных пунктов, включая межпоселковые, от выходного отключающего устройства газораспределительной станции или иного источника газа до вводного газопровода к объекту газопотребления. В газораспределительную сеть входят сооружения на газопроводах, средства электрохимической защиты, газорегуляторные пункты, шкафные газорегуляторные пункты, система автоматизированного управления технологическим процессом распределения газа; газораспределительная станция (далее - ГРС) - совокупность установок и технического оборудования, измерительных и вспомогательных систем распределения природного газа и регулирования его давления, предназначенных для понижения давления природного газа в магистральном газопроводе до уровня, необходимого по условиям его безопасного потребления; газовые котлы - котлы, предназначенные для сжигания углеводородных газов; газорегуляторный пункт (далее - ГРП) - технологическое устройство, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях в газораспределительных сетях; газоопасные работы - работы, выполняемые в загазованной среде, или при которых возможен выход газа; компрессорная установка - совокупность устройства для сжатия воздуха (компрессора), двигателя и вспомогательного оборудования для предварительной подготовки воздуха (осушители сжатого воздуха, фильтры, сепараторы, масло-влагоотделители); компрессорная станция (далее - КС) - стационарная или подвижная установка, предназначенная для получения сжатых газов. Получаемый сжатый газ или воздух может использоваться как энергоноситель (для пневматического инструмента); наружный газопровод - подземный, наземный и надземный газопровод, проложенный вне зданий до отключающего устройства перед вводным газопроводом или до футляра при вводе в здание в подземном исполнении; предохранительно-сбросные клапаны (далее - ПСК) - закрытая в эксплуатационном состоянии арматура; она открывается на краткий период времени, а после достижения давления в контролируемой точке номинального значения автоматически закрывается; распределительный газопровод - газопровод газораспределительной сети, обеспечивающий подачу газа от источника газоснабжения до газопроводов-вводов к потребителям газа; расчетное давление - максимальное избыточное давление в газопроводе, на которое производится расчет на прочность при обосновании основных размеров, обеспечивающих надежную эксплуатацию в течение расчетного ресурса; техническое обслуживание - комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности изделия (технического устройства) при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании; шкафной газорегуляторный пункт (далее - ШГРП) - технологическое устройство в шкафном исполнении, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях в газораспределительных сетях; эксплуатационная (газораспределительная) организация газораспределительной сети (далее - ГРО) - специализированная организация, осуществляющая эксплуатацию газораспределительной сети и оказывающая услуги, связанные с подачей газа потребителям. Эксплуатационной организацией может быть организация - собственник этой сети либо организация, заключившая с организацией - собственником сети договор на ее эксплуатацию.

5. При расчете нормативных потерь природного газа учитываются два вида потерь:

- условно-постоянные потери - потери природного газа, обусловленные негерметичностью (неплотность) систем газоснабжения;

- производственные (условно-переменные) потери - потери природного газа, связанные с работами по вводу в эксплуатацию новых объектов газоснабжения (продувка и пуск газа), наладкой газового оборудования, выполнением аварийно-восстановительных работ, работ по обрезке и врезке, техническим обслуживанием и плановыми ремонтными работами системы газоснабжения, погрешностями приборов учета расхода природного газа.

6. Расчет норм потерь природного газа производится по следующим объектам и системам газоснабжения:

- наружные газопроводы (высокого, среднего и низкого давления);

- газорегуляторные пункты и газораспределительные станции;

- газопроводы и газовое оборудование жилых домов;

- газопроводы промышленных и сельскохозяйственных предприятий, котельных (ввод до приборов учета расхода газа);

- газопроводы и газовое оборудование предприятий бытового обслуживания непроизводственного характера;

- системы учета расхода природного газа;

- автомобильные газонаполнительные компрессорные станции;

- компрессорные станции.

7. Расчет уровня нормативных потерь природного газа на планируемый период осуществляется в тыс. м3 при стандартных условиях. Стандартные условия - для природного газа:

- температура Т = 293,15 ºК;

- давление Р = 0,101325 Мпа;

- влажность 0%.

2. Определение технологических потерь (неизбежных утечек) природного газа, связанных с негерметичностью газопроводов низкого, среднего и высокого давления

8. Технологические потери природного газа в разводящих газопроводах в населенных пунктах до ввода в дома и здания рассчитываются по формуле:

Vпотерь = ∑ (π * di * li) * q, (f1)

где: Vпотерь - технологические потери природного газа в газопроводах низкого, среднего и высокого давления; di - i-ый внутренний диаметр газопровода, м; li - длина i-го участка газопровода соответствующего диаметра, м; q - коэффициент удельных потерь м3/сутки на 1 м2 внутренней поверхности газопровода.

9. Технологические потери природного газа в газопроводах низкого давления рассчитываются по формуле:

Vпотерь = ∑ (π * di * li) * q, (f2)

где: di - i-ый внутренний диаметр газопровода, м; li - общая протяженность газопроводов низкого давления, находящихся в эксплуатации; q = 0,0024 м3/сутки на 1 м2 внутренней поверхности трубы.

10. Технологические потери природного газа во внутридворовых и внутриквартальных газопроводах рассчитываются по формуле:

Vпотерь = ∑ (π * di * li) * q, (f3)

где: di - i-ый внутренний диаметр газопровода, м; li - общая протяженность внутридворовых и внутриквартальных газопроводов низкого давления, находящихся в эксплуатации; q = 0,0024 м3/сутки на 1 м2 внутренней поверхности трубы.

11. Технологические потери природного газа в газопроводах среднего давления рассчитываются по формуле:

Vпотерь = ∑ (π * di * li) * q, (f4)

где: di - i-ый внутренний диаметр газопровода, м; li - общая протяженность газопроводов среднего давления, находящихся в эксплуатации; q = 0,0048 м3/сутки внутренней поверхности трубы.

12. Технологические потери природного газа в газопроводах высокого давления рассчитываются по формуле:

Vпотерь = ∑ (π * di * li) * q, (f5)

где: di - i-ый внутренний диаметр газопровода, м; li - общая протяженность газопроводов высокого давления, находящихся в эксплуатации; q = 0,0048 м3/сутки внутренней поверхности трубы.

13. Суммарные технологические потери природного газа в газопроводах низкого, среднего и высокого давления, внутридворовых газопроводах и на вводах стояков составят:

Vпотерь = f2 + f3 + f4 + f5,

где: f2 - технологические потери природного газа в газопроводах низкого давления; f3 - технологические потери природного газа во внутридворовых и внутриквартальных газопроводах; f4 - технологические потери природного газа в газопроводах среднего давления; f5 - технологические потери природного газа в газопроводах высокого давления.

3. Определение технологических потерь (неизбежных утечек) природного газа, связанных с негерметичностью внутридомовых газопроводов и оборудования

14. Технологические потери природного газа, связанные с негерметичностью внутридомовых газопроводов и оборудования, для жилых домов и квартир рассчитываются по формуле:

Vпот = Nкв. * q,

где: Nкв. - количество газифицированных квартир; q = 0,044 м3/сут. - удельные потери газа на один дом (квартиру).

15. Технологические потери природного газа в жилых домах при эксплуатации водонагревателей в зимний период рассчитываются по формуле:

Vнагр. зим = Nнагр * q3,

где: Nнагр. - общее количество водонагревателей; q3 = 0,6 м3/сутки - коэффициент удельных потерь тепла в зимний период, в домах, где не установлены БСГ.

16. Технологические потери природного газа в жилых домах при эксплуатации водонагревателей в летний период рассчитываются по формуле:

Vнагр. лет = Nнагр * qл,

где: Nнагр - общее количество водонагревателей; qл = 0,023 м3/сутки - удельные потери природного газа в водонагревателях одного дома в летний период.

17. Технологические потери природного газа при эксплуатации печных горелок рассчитываются по формуле:

Vгор = Nгор * qзг,

где: Nгор - общее количество печных горелок в домах с неустановленными газовыми счетчиками; qзг = 0,04 м3/сутки - коэффициент удельных потерь природного газа на одну печную горелку в отопительный период; qзг = 0,023 м3/сутки - коэффициент удельных потерь природного газа на одну печную горелку в летний период.

4. Определение технологических потерь природного газа на газораспределительных пунктах

18. Потери природного газа, обусловленные негерметичностью оборудования ГРП при приемке в эксплуатацию в течение 24-х часов рассчитываются по формуле:

Vг = Nгрп * ∆Qв, где: Nгрп - общее количество ГРП; ∆Qв - величина удельных потерь природного газа, имеющая место из-за внутренних утечек газопроводов и оборудования ГРП, в течение 24х часов; ∆Qв определяется по формуле:

∆Qв = 24 * n * VГРП * Rг,

где: n - кратность вентиляции (равная 3); VГРП - усредненный объем помещений ГРП, м3; Rг - коэффициент загазованности (0,005).

19. Потери природного газа при настройке и продувке оборудования газорегуляторных пунктов рассчитываются по формуле:

где: ∆Qпр.обор. - потери газа на продувку оборудования, м3; D - диаметр свечи, через которую производится продувка, м;

- время продувки, час;

Ра - атмосферное давление, кгс/м2; Рг - давление газа в газопроводе, кгс/м2; tг - температура газа, ºС; pг - плотность газа, кг/м3.

20. Технологические потери природного газа при продувке газопроводов в многоэтажных домах рассчитываются по формуле:

Vг = (π * d2 * l) / 4,

где: d - диаметр стояков, м; l - длина стояков, м.

5. Определение расхода природного газа для выполнения ремонтных и профилактических работ на газопроводах

21. В процессе эксплуатации газопроводов возникает необходимость в проведении различного вида работ, выполнение которых связано с отключением отдельных участков газопровода от газовой сети и снижением в них избыточного давления. Количество природного газа, сброшенного при этом в атмосферу, и количество природного газа, необходимого для последующей продувки отключаемых участков после окончания работ, определяется по следующей формуле:

∆Vрем = 0,07 * Vc * [(Ра + Рг) / (273 + tг],

где: ∆Vрем - расход природного газа при ремонте или профилактическом обслуживании газопровода; Vc - геометрический объем участка сети газопровода, отключаемого в процессе проведения работ, геометрический объем участка сети газопровода рассчитывается по формуле: Vc = (π * d2 * 1) / 4; Ра - атмосферное давление, кгс/м2; Рг - давление природного газа в газопроводе при продувке, кгс/м2; tг - температура газа, ºС.

6. Определение расхода природного газа при продувке и заполнении газопроводов в процессе ввода их в эксплуатацию

22. Количество природного газа, необходимого для продувки и заполнения газом газопроводов в процессе ввода их в эксплуатацию после окончания ремонтных и профилактических работ, определяется по формуле:

∆Vпр.г = 0,035 * Vc * [(Ра + Рг) / (273 + tг)] * k,

где: ∆Vпр.г - расход газа, необходимый для продувки газопровода после ремонта; Vc - геометрический объем газопровода, м3; Ра - атмосферное давление, кгс/м2; Рг - давление природного газа в газопроводе при продувке, кгс/м2; tг - температура газа, ºС; k - поправочный коэффициент, принимаемый равным 1,25.

7. Объемы природного газа при сбросе в атмосферу из-за срабатывания предохранительно-сбросных клапанов, устанавливаемых на ГРП, ШГРП

23. Потери природного газа, сбрасываемого в атмосферу через ПСК, в зависимости от среднего давления в газопроводе, среднего значения пропускной способности ПСК и времени сбрасывания объемов природного газа (зависящего от конструкции ПСК) рассчитываются по формуле:

Vпск = G * tc,

где: G - пропускная способность ПСК (равная 0,6 м3/час); tc - время сбрасывания объемов природного газа, 3,5 часа. Следует отметить, что клапан регулятора расположен до ПСК и может срабатывать независимо от сбросного клапана ПСК, параллельно. Суммарный объем природного газа, сбрасываемого всеми клапанами регуляторов и сбросными клапанами на ГРП, составляет:

Vобщ. = Nгрп * (Vпск + Vрд),

где: Nгрп - общее количество ГРП; Vпск - объем природного газа, сбрасываемого всеми ПСК; Vрд - объем природного газа, сбрасываемого всеми РД.

8. Определение технологических потерь природного газа (неизбежных потерь) при замене расходомерных диафрагм на газорегуляторных пунктах

24. Технологические потери природного газа (неизбежные потери) при замене расходомерных диафрагм на ГРП рассчитываются по формуле:

∆Vпот = V1 + V2 = (π * d12 * l1) / 4 + (π * d22 * l2) / 4,

где: V1 = (π * d12 * l1) / 4 - объем газопроводной полости перед РД; V2 = (π * d22 * l2) / 4 - объем газопроводной полости после РД; l1, l2 - длина участка газопровода перед и после РД, м; l1 = 30 м (средняя); l2 = 3 м (средняя); d1, d2 - диаметр газопровода перед и после РД, м; Ра - атмосферное давление; Рг - давление природного газа в газопроводе при продувке; tг - температура природного газа; k - поправочный коэффициент, равный 1,25. Общий геометрический объем природного газа, высвобождаемый на ГРП при замене РД за год, определяется по формуле:

V = ∆Vпот * Nгрп,

где: ∆Vпот - технологические потери природного газа (неизбежные потери) при замене расходомерных диафрагм на ГРП; Nгрп - общее количество ГРП.

9. Определение потерь природного газа при обрезке и врезке газопроводов

25. В процессе эксплуатации наружных газопроводов возникает необходимость в проведении работ по врезке и обрезке газопроводов, отключении отдельных абонентов от газовой сети. Количество природного газа, сброшенного при этом в атмосферу, и количество природного газа, необходимого для последующей продувки отключаемых участков после окончания работ, определяется по следующей формуле:

∆Vобщ = ∆V1 + ∆V2 + ∆V3,

где: ∆V1 - потери природного газа при обрезке газопровода, м3; ∆V2 - потери природного газа при врезке газопровода, м3; ∆V3 - потери природного газа при регулировке, продувке и настройке газового оборудования, м3.

26. Потери природного газа при обрезке газопровода, равные геометрическому объему внутренней полости отключаемого участка газопровода, рассчитываются по формуле:

∆V1 = (π * d2 * l) / 4,

где: d - средний диаметр газопровода, м; l - средняя длина участка газопровода, м.

27. Потери природного газа, необходимые для продувки и заполнения газом системы газопровода по окончании врезки, рассчитываются по формуле:

Vпр. = 0,035 * Vс * (Ра + Рг) / (273 + tг) * k,

где: Vс - геометрический объем газопровода м3; d - диаметр газопровода (средний); l - длина газопровода (средняя); Ра - атмосферное давление; Рг - давление природного газа в газопроводе при продувке; tг - температура газа (средняя); k - поправочный коэффициент, равный 1,25. Определяемый объем участка газопровода: ∆V1 = (π * d2 * l) / 4. Потери природного газа в газопроводе по окончании врезки: ∆Vврез. = ∆V1 * Nподк.

28. Неизбежные потери природного газа после окончания работ по врезке при пуско-наладочных работах рассчитываются по формуле:

∆V3 = Nгазиф. * ∆Vпот.,

где: Nгазиф - количество абонентов, планируемых к подключению; ∆Vпот = 1 м3, при наличии в доме газовой плиты или отопительной печи; ∆Vпот = 1,5 м3, при наличии проточного водонагревателя.

29. Продувка природным газом при проведении профилактических и ремонтных работ. В газовом хозяйстве предусмотрено ежегодное техническое обслуживание (при необходимости, технический ремонт запорной арматуры и компенсаторов, установленных в газораспределительной системе). Объем природного газа на газопроводах высокого, среднего и низкого давлений рассчитывается по формуле:

V = 0,07 * Vc * (Pa + Pг) / (273 + tг),

где: Vс - геометрический объем соответствующего газопровода, м3; Ра - атмосферное давление; Рг - давление природного газа в газопроводе при продувке; tг - температура газа (средняя).

10. Определение потерь природного газа при установке бытовых газовых счетчиков

30. Установка и поверка газовых счетчиков производятся в следующем порядке:

- при первичной установке газовых счетчиков абоненту;

- при установке газовых счетчиков после поверки, в соответствии с законодательством в сфере обеспечения единства измерений.

31. Потери природного газа (неизбежные потери), обусловленные регулировкой внутридомового газового оборудования при выполнении пуско-наладочных работ, составляют:

V = 1 м3 + 1,5 м3 + 1 м3 = 3,5 м3,

где: 1 м3 - при наличии в доме газовых плит или отопительной печи; 1,5 м3 - при наличии проточного водонагревателя. Но в связи с тем, что не в каждом доме имеется проточный водонагреватель, принимаются потери природного газа, равные 2,5 м3.

32. Потери природного газа на подключение к газораспределительной сети, заполнение и продувку газопровода вычисляются по формуле:

∆Vпр = 0,035 * Vc * (Ра + Рг) / (273 + tг) * k,

где: Vc - геометрический объем газопровода м3; Ра - атмосферное давление; Рг - давление природного газа в газопроводе при продувке; tг - температура природного газа (средняя); k - поправочный коэффициент, равный 1,25.

11. Технологические потери природного газа вследствие погрешности приборов учета расхода газа у потребителей

33. Потери природного газа, связанные с погрешностями, возникающими при эксплуатации дифманометров на промышленных объектах, получающих газ по прямым договорам, определяются по формуле:

где: 0,011 - переводной коэффициент, учитывающий погрешность при снятии показаний давления и температуры природного газа; S1 - погрешность измерений приборов расхода газа; n - число измерений расхода природного газа (количество приборов); Q1 - расход природного газа, измеряемый приборами за год, м3.

34. Потери природного газа, связанные с погрешностями, возникающими при эксплуатации промышленных счетчиков природного газа на промышленных предприятиях, рассчитываются по формуле:

где: 0,011 - переводной коэффициент, учитывающий погрешность при снятии показаний давления и температуры природного газа; S2 - погрешность измерений приборов расхода природного газа, S2 = 3% (погрешность узлов учета природного газа с ротационными счетчиками и узлов учета природного газа с сужающими устройствами); n - число измерений расхода природного газа (равно количеству узлов учета природного газа на промышленных предприятиях); Q2 - расход природного газа, измеряемый счетчиками природного газа за год.

35. Потери природного газа, связанные с погрешностями, возникающими при эксплуатации промышленных счетчиков на узлах учета природного газа в бюджетных организациях, рассчитываются по формуле:

где: 0,011 - переводной коэффициент, учитывающий погрешность при снятии показаний давления и температуры природного газа; S3 - погрешность измерений узлов учета расхода природного газа с ротационными и турбинными счетчиками, S2 = 3,0%; n - число измерений расхода природного газа (равно количеству узлов учета газа в бюджетных организациях); Q3 - расход природного газа, измеряемый счетчиками РГ за год, м3.

36. Потери природного газа, связанные с погрешностями, возникающими при эксплуатации бытовых газовых счетчиков в коммерческих структурах, рассчитывается по формуле:

где: 0,011 - переводной коэффициент, учитывающий погрешность при снятии показаний давления и температуры природного газа; S4 - погрешность измерений приборов расхода газа, принимаем S3 = 3,0%; n - количество измерений расхода природного газа (равно количеству БСГ в коммерческих структурах); Q4 - расход природного газа, измеряемый приборами за год, м3.

37. Потери природного газа, возникающих вследствие погрешностей газовых счетчиков у бытовых абонентов, рассчитываются по формуле:

где: 0,011 - переводной коэффициент, учитывающий погрешность при снятии показаний давления и температуры природного газа; S5 - погрешность измерений приборов расхода газа, принимаем S4 = 3,0%; n - количество измерений по бытовым газовым счетчикам для абонентов (население) в течение отчетного периода; Q5 - расход природного газа, измеряемый приборами за год, м3.

12. Потери природного газа на магистральном газопроводе

38. Определение потерь природного газа на технологические нужды при продувке ГРС. Потери природного газа на продувку пылеуловителей ГРС рассчитываются по формуле:

Vпр = 323 * fп * rп * Pп * nп + Nкс * Vк,

где: Vпр - объем продувки пылеуловителей, м3; fп - площадь сечения дренажной трубы, м2; rп - время однократной продувки, в среднем, сек.; Рп - среднее давление природного газа в сепараторе и пылеуловителе, ати; nп - количество продувок за год (продувка осуществляется от загрязнения пылеуловителей, в среднем 1 раз в сутки); Nкс - газовый фактор сырого конденсата, м3; Vк - количество стабильного конденсата, слитого с пылеуловителей при их продувке, 1000 м3.

39. Потери природного газа при продувке магистральных газопроводов. Продувка магистральных газопроводов производится в следующих случаях:

- после капитального ремонта газопровода;

- при пуске (вводе) в эксплуатацию газопровода;

- при переиспытании.

Потери природного газа рассчитываются по следующей формуле:

Vпр2 = 0,035 * Vc * (Ра + Рг) / (273 + tг) * k,

где: Vпр2 - потери природного газа при продувке газопровода, м3; Vc - геометрический объем газопровода, м3; Ра - атмосферное давление, кгс/м2; Рг - давление природного газа в газопроводе при продувке в газопроводе, кгс/м2; tг - температура газа, ºС; d - диаметр газопровода, м; l - длина газопровода, м; k - поправочный коэффициент, равный 1,25. Определяем объем газопровода по формуле: ∆Vc = (π * d2 * l) / 4.

40. Определение потерь природного газа при настройке и продувке газорегуляторных станций (ГРС). Потери газа на продувку оборудования ГРС в процессе его настройки (при стандартных условиях) рассчитываются по формуле:

∆Vпр. обор = (м3), S * ω * Тн = πД2 / 4 * √2 * P * к / (к + 1) * pг * Тн,

где: ∆Vпр. обор - потери природного газа на продувку оборудования, м3; S - площадь сечения свечи, через которую производится продувка; ω - скорость истечения природного газа, м/сек.; Тн - время продувки; Д - диаметр свечи, через которую производится продувка, м; Р - абсолютное давление газа, равное Ра + Рг; pг - плотность газа, кг/м3; Ра - атмосферное давление, кгс/м2; Рг - давление природного газа в газопроводе, кг/м2; tг - температура природного газа, равная 50 ºС; k - поправочный коэффициент, равный 1,4.

41. В процессе эксплуатации оборудования в компрессорных станциях возникает необходимость проведения ремонтных и эксплуатационных работ, связанных с разгерметизацией газового оборудования. К таким работам относится периодическая продувка пылеуловителей дежурным персоналом. Потери природного газа на продувку пылеуловителей КС-5А рассчитываются по формуле:

Vпр = 323 * fп * rп * Рп * nп + Nкс * Vк.ст,

где: Vпр - объем продувки пылеуловителей; fп - площадь сечения дренажной трубы, м3; rп - время однократной продувки, сек.; Рп - среднее давление природного газа в сепараторе и пылеуловителе, ати; nп - количество продувок за год, шт.; Nкс - газовый фактор сырого конденсата, м3; Vк. ст - количество стабильного конденсата, слитого с пылеуловителей при их продувке, м3.

42. Потери природного газа вследствие утечек природного газа через арматуру, фланцы и другие элементы из-за недостаточной герметичности запорной арматуры рассчитываются по формуле:

Vут = 1, 25 * [(q5 + qp) * Nмк + q17 + q20а + q20 + qиг + qгу],

где: Nмк - количество газоперекачивающих агрегатов, шт.; q5, qp, q17, q20а, q20, qиг, qгу - среднестатистические потери природного газа по свечам, по импульсному природному газу и технологическим аппаратам и установкам (таблица).

Место утечки газа

Кол-во, шт.

Диапазон возможных утечек, м3/час

Средние статистические потери, м3/час

1

2

3

4

Работающий агрегат, свеча q5

3

0-50

10

Резервный агрегат, свеча qp

3

0-30

5

Свечи узла подключения

№ 17

1

0-250

40

№ 18

1

0-300

50

№ 20

1

0-300

50

№ 20а

1

0-300

50

Импульсный газ

0-20

5

Технологические аппараты и установки

0-100

10

43. Потери природного газа, возникающие при полной разгрузке газоперекачивающего агрегата в режиме "пуск - остановка", рассчитываются по формуле:

Vp = Pcp * (V1 + V2 + V3 + V4),

где: V - объем полной разгрузки газоперекачивающего агрегата, м3; V1 + V2 + V3 + V4 - объемы рабочей полости газоперекачивающего агрегата, м3; Рср - давление газа рабочей полости, ати.

14. Определение технологических потерь природного газа (неизбежных потерь) при замене расходомерных диафрагм на газораспределительных станциях

44. Потери природного газа, связанные с заменой РД при изменении расхода природного газа и при представлении РД на госповерку, рассчитываются по формуле:

∆Vзам. РД = V1 + V2 = [(π * d1 * L1) / 4 + (π * d2 * L2) / 4] * n * N / 365,

где: L1; L2 - длина участка газопровода перед и после РД, м; d1; d2 - диаметр газопровода перед и после РД, м3; V1 = (π * d1 * L1) / 4, м3; V2 = (π * d1 * L1) / 4, м3; V3 = V1 + V2; n - количество замен РД в год; N - количество ГРС.

15. Потери природного газа при переключении кранов

45. Объем природного газа, сбрасываемого в атмосферу при переключении кранов, рассчитывается по формуле:

Vn = Рср * Vкр,

где: Vn - объем природного газа, сбрасываемого в атмосферу при переключении кранов, м3; Рср - давление природного газа в рабочей полости пневмопривода, ати; Vкр - геометрический объем в рабочей полости пневмопривода, м3.

16. Потери (неизбежные утечки) газа, связанные с негерметичностью газопровода высокого давления

46. Технологические потери природного газа на газопроводах высокого давления определяются по формуле:

Vпот = (π + dср * l) * к * q,

где: dср - средний диаметр газопровода; l - протяженность газопровода; к - коэффициент износа трубопровода; q - удельные потери природного газа на газопроводе высокого давления.

47. Потери природного газа при выполнении работ по ликвидации последствий аварий в системах газоснабжения принимаются по опытным данным, равным 1% от объема поступления природного газа за планируемый год и рассчитываются по формуле:

Vа потерь = Vпост. * 1%,

где: Vпост. - объем поступления природного газа.

17. Расчет нормативно-технологических потерь природного газа на автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях

48. Автомобильные газонаполнительные компрессорные станции предназначены для получения сжатого природного газа, используемого в качестве моторного топлива и для заправки газобаллонных транспортных средств, на которых осуществляются следующие технологические операции:

- очистка природного газа от механических примесей и от конденсата;

- компремирование;

- адсорбционная осушка;

- аккумулирование;

- редуцирование;

- заправка газобаллонного автотранспорта.

49. Источниками потерь природного газа на АГНКС являются:

Vш - емкость шланга газозаправочной колонки или заправочной рампы; Vк - проверка работоспособности предохранительного клапана; Va - сепараторы, адсорберы, аккумуляторы; Vзa - аварийные утечки из запорной арматуры или технологического оборудования при их неисправностях; Vc - свеча газозаправочной колонки; Vку - свечи технологического оборудования; Vвк - водонагревательные котлы малой производительности; Vз - залповые (кратковременные) выбросы природного газа (среднегодовые нормативные выбросы); Vав - объемы аварийных выбросов (утечек) газа от запорно-регулирующей арматуры (фланцевых соединений и уплотнений).

50. Потери природного газа, возникающие при опорожнении технологического оборудования при планово-предупредительных ремонтных работах, рассчитываются по формуле:

Vг = (V * P * Tст) / (Pст * T * Z),

где: V - геометрический объем технологического оборудования, опорожняемого перед ремонтом или освидетельствованием, м3; Рст, Тст - давление и температура при стандартных условиях; Р, Т - рабочее давление и температура (перед опорожнением); кгс/см2, Кº; Z - коэффициент сжимаемости природного газа при рабочих параметрах.

51. Потери природного газа во влагомаслоотделителях КУ при продувке КУ и трубопроводной обвязке по ступеням рассчитываются по формуле:

Vг = N * (V * P * Tст) / (Pст * T * Z),

где: N - количество масловлагоотделителей; V - геометрический объем технологического оборудования, опорожняемого перед ремонтом или освидетельствованием, м3; Рст, Тст - давление и температура при стандартных условиях; Р, Т - рабочее давление и температура (перед опорожнением), кгс/см2, Кº; Z - коэффициент сжимаемости природного газа при рабочих параметрах.

52. Потери природного газа при продувке КУ и трубопроводной обвязке по ступеням рассчитываются по формуле:

Vг = N * (V * P * Tст) / (PCT * T * Z),

где: N - Vгеом. ступеней; Рст, Тст - давление и температура при стандартных условиях; Р, Т - рабочее давление и температура (перед опорожнением), кгс/см2, Кº; Z - коэффициент сжимаемости газа при рабочих параметрах.

53. Потери природного газа, возникающие при переключении адсорберов с одного на другой, рассчитываются по формуле:

Vг = (V * P * Tст) / (Pст * T * Z),

где: V - геометрический объем абсорбера, Рст, Тст - давление и температура при стандартных условиях; Р, Т - рабочее давление и температура (перед опорожнением), кгс/см2, Кº; Z - коэффициент сжимаемости природного газа при рабочих параметрах.

54. Потери природного газа при осушке природного газа на АГНКС при неработающей КУ рассчитываются по формуле:

Vосушка = Z * N,

где: Z - количество сбрасываемого природного газа при осушке; N - количество моточасов, в течение которых осушка работает без загрузки КУ.

55. Потери природного газа в аккумуляторах АГНКС рассчитываются по формуле:

Vаккум. - (V * P * Tст) / (Pст * T * Z),

где: V - объем общего количества аккумуляторов; Р, Т - рабочее давление и температура (перед опорожнением), кгс/см2, Кº; Рст, Тст - давление и температура при стандартных условиях; Z - коэффициент сжимаемости природного газа при рабочих параметрах.

56. Потери природного газа на газонаполнительных колонках в рукавах высокого давления, при рабочем давлении и температуре, рассчитываются по формуле:

V = Vрвд * Na

где: Vрвд - объем рукава высокого давления; Na - количество машин (транзакций в год).