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

2.1. Технологические потери природного газа подразделяют на следующие виды:

- потери природного газа в результате стравливания в атмосферу при технологических операциях, обусловленные технологическим режимом транспортировки;

- остатки природного газа в магистральном трубопроводе после выполнения мероприятий по его подготовке к проведению капитальных ремонтных работ;

- потери природного газа, вследствие допустимых утечек из оборудования и аппаратов согласно паспортов заводов-изготовителей при выполнении технологических режимов транспортировки газа;

- потери природного газа в результате стравливания в атмосферу при проверках оборудования или приборов, обусловленные требованиями нормативных документов либо положениями документов в области стандартизации, ссылка на которые приведены в проектной документации;

- потери природного газа при отборе проб для химического анализа и аналитического контроля в соответствии с утвержденной технологической схемой объекта транспортировки природного газа.

2.2. Технологические потери природного газа при транспортировке магистральными трубопроводами разделяются по месту их образования на:

- технологические потери природного газа на компрессорных станциях (далее - КС);

- технологические потери газа на участке линейной части магистрального трубопровода (далее - ЛЧ);

- технологические потери природного газа на газораспределительных станциях (далее - ГРС);

- технологические потери природного газа на газоизмерительных станциях (далее - ГИС).

К технологическим потерям природного газа на КС при проведении технологических операций по транспортировке магистральным трубопроводом относятся:

а) потери газа при плановых пусках ГПА;

б) потери газа при плановых остановках ГПА;

в) потери газа при управлении силовым пневмоприводом запорной арматуры и кранов-регуляторов в КЦ в случае использования природного газа в качестве "импульсного" без дополнительной системы его подготовки;

г) потери газа при продувке аппаратов КЦ (пылеуловители, фильтры-сепараторы, адсорберы, сепараторы, ресиверы и др.);

д) потери газа из системы уплотнения ЦБК;

е) потери газа из КИПиА и предохранительной аппаратуры;

ж) потери газа при отборе проб для химического анализа и аналитического контроля в соответствии с утвержденной технологической схемой КЦ в составе проектной документации;

з) потери газа из ЗРА, если это предусмотрено паспортом на ЗРА.

К технологическим потерям природного газа на ЛЧ магистрального газопровода при проведении технологических операций по транспортировке магистральным трубопроводом относятся:

а) потери газа при управлении силовым пневмоприводом кранов на ЛЧ в случае использования природного газа в качестве "импульсного" без дополнительной системы его подготовки;

б) потери газа при продувке аппаратов (пылеуловителей, сепараторов, абсорберов и др.);

в) потери газа при отборе проб для химического анализа и аналитического контроля в соответствии с утвержденной технологической схемой ЛЧ МГ в составе проектной документации;

г) потери газа из ЗРА, если это предусмотрено паспортом на ЗРА;

д) потери остаточного количества газа после выполнения мероприятий по освобождению магистрального газопровода перед проведением капитального ремонта.

К технологическим потерям природного газа на ГРС при проведении технологических операций по транспортировке магистральным трубопроводом относятся:

а) потери газа при управлении силовым пневмоприводом кранов в случае использования природного газа в качестве "импульсного" без дополнительной системы его подготовки;

б) потери газа из КИПиА и предохранительной аппаратуры;

в) потери газа при работе пневморегуляторов, пневмоустройств на технологическом газе;

г) потери газа при продувке аппаратов (пылеуловителей, сепараторов и др.);

д) потери газа при продувке дренажей УСБ и продувке импульсных линий отбора газа на датчики давления и перепада давления;

е) потери газа при отборе проб для химического анализа и аналитического контроля в соответствии с утвержденной технологической схемой ГРС в составе проектной документации;

ж) потери газа из ЗРА, если это предусмотрено паспортом оборудования.

К технологическим потерям природного газа на ГИС при проведении технологических операций по транспортировке магистральным трубопроводом относятся:

а) потери газа при управлении силовым пневмоприводом кранов в случае использования природного газа в качестве "импульсного" без дополнительной системы его подготовки;

б) потери газа при работе пневморегуляторов, пневмоустройств на технологическом газе;

в) потери газа при проверке работоспособности предохранительных клапанов;

г) потери газа при продувке дренажей УСБ и продувку импульсных линий отбора газа на датчики давления и перепада давления;

д) потери газа при отборе проб для химического анализа и аналитического контроля в соответствии с утвержденной технологической схемой ГИС в составе проектной документации;

е) потери газа из ЗРА, если это предусмотрено паспортом оборудования.

К технологическим потерям при транспортировке магистральным газопроводом не относятся:

- потери природного газа, вызванные действиями, не относящимися к технологическим операциям по транспортировке магистральным трубопроводом;

- потери природного газа, вызванные нарушением нормативных правовых документов, регламентирующих функционирование объектов магистрального трубопровода при транспортировке, либо положений документов по стандартизации, ссылка на которые осуществляется в проектной документации;

- потери природного газа, произошедшие при производстве аварийно-восстановительных работ;

- количество природного газа, использованное на собственные, в том числе технологические, производственно-технологические и (или) коммунальные нужды;

- потери природного газа, возникшие вследствие аварий, хищений транспортируемого газа;

- количество газа, прошедшее дополнительную переработку в УПТПИГ с изменением его качества и обеспечивающее работу оборудования;

- количество природного газа, используемого при проведении регламентных и ремонтных работ, а также используемое при производстве испытаний и диагностики на объектах магистральных газопроводов,

К технологическим потерям природного газа при его транспортировке магистральным газопроводом не могут быть отнесены потери газа при производстве восстановительных работ, при зачистке и опорожнении оборудования или трубопровода для проведения ремонтных работ, в том числе:

- очистка внутренней полости и внутритрубной технической диагностики действующих газопроводов;

- ликвидация аварий и гидратных пробок;

- ремонт и реконструкция труб на линейной части МГ;

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

- заправка одоризационных и метанольных установок;

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

2.3. Источники образования технологических потерь природного газа при его транспортировке магистральными газопроводами приведены в таблице 1.

Таблица 1. Типовые источники образования технологических потерь природного газа при транспортировке по магистральным газопроводам

2.4. Количество технологических потерь природного газа на КС (ПКС) определяется как сумма технологических потерь природного газа на источниках потерь каждого КЦ.

Количество технологических потерь природного газа на линейной части магистрального газопровода (ПЛЧ) определяется как сумма технологических потерь природного газа на источниках потерь этого участка.

Количество технологических потерь природного газа на ГРС (ПГРС) определяется как сумма технологических потерь природного газа на источниках потерь ГРС.

Количество технологических потерь природного газа на ГИС (ПГИС) определяется как сумма технологических потерь природного газа на источниках потерь ГИС.

Количество технологических потерь природного газа в линейно-производственном управлении магистрального газопровода (ЛПУ МГ) в планируемый период (QЛПУ МГ), рассчитывается по формуле:

ПЛПУ МГ = ПКС + ПЛЧ + ПГРС + ПГИС (2.1)

2.5. Количество технологических потерь природного газа по газотранспортному обществу в планируемый период (ПГО), рассчитывается по формуле:

где NЛПУ - количество линейно-производственных управлений магистрального газопровода в газотранспортном обществе.