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

Технологические потери природного газа при плановой остановке КЦ в соответствии с его утвержденной технологической схемой в составе проектной документации и плановых остановках ГПА в соответствии с требованиями завода-изготовителя при необходимости опорожнения контура ЦБК, определяют по формуле:

где

Pат - атмосферное давление, равное Pат = 0,1013 МПа;

Тст - стандартная температура, равная Тст = 293,15 К;

Zср.КЦ - коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении и температуре ;

Zср - коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении и температуре ;

- среднее давление в системе соответственно "вход КЦ-выход КЦ" и "вход ЦБК-технологические коммуникации" до их опорожнения, МПа определяемые по формулам:

где

- давление газа соответственно на входе в КЦ и ЦБК, МПа;

- давление газа на выходе соответственно из КЦ и технологических коммуникаций ЦБК, МПа.

- средняя температура газа в системе соответственно "вход КЦ-выход КЦ" и "вход ЦБК-технологические коммуникации" до их опорожнения, К определяемые по формулам:

где

- температура газа на входе соответственно в КЦ и ЦБК, °C;

- температура газа на выходе соответственно из КЦ и технологических коммуникаций ЦБК, °C.

- количество остановок i-го ГПА, которые требуют опорожнения контура ЦБК и технологических коммуникаций, определяемое согласно технологического регламента по эксплуатации КЦ и план-графика ТОиР ГПА на планируемый год, в соответствии с требованиями завода-изготовителя;

n - количество ГПА, требующих остановки с необходимостью опорожнения контура нагнетателя, шт.