Потери сжиженного газа при транспортировке

Содержание

Утверждаю
Заместитель Министра энергетики
Российской Федерации
П.Ю.СОРОКИН
24 января 2019 г.

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА
ПРИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ МАГИСТРАЛЬНЫМ
ТРУБОПРОВОДНЫМ ТРАНСПОРТОМ

Методические рекомендации по определению технологических потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом (далее — Методические рекомендации) предназначены для использования при подготовке обосновывающих документов и расчетов технологических потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводом организациями, оказывающими услуги по транспортировке, и организациями, передающими для транспортировки природный газ.

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.

Технологические потери природного газа при транспортировке магистральным трубопроводом (Технологические потери) — неизбежные и безвозвратные потери природного газа, обусловленные технологическими особенностями процесса транспортировки, определенного проектной документацией, требованиями нормативных документов и положениями стандартов, а также физико-химическими характеристиками транспортируемого природного газа.

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.

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ГИС — газоизмерительная станция;
ГОСТ — государственный стандарт;
ГПА — газоперекачивающий агрегат;
ГРС — газораспределительная станция;
ЗРА — запорно-регулирующая арматура;
КИПиА — контрольно-измерительные приборы и автоматика;
КС — компрессорная станция;
КЦ — компрессорный цех;
ЛЧ — линейная часть;
ЛПУ МГ — линейно-производственное управление магистрального газопровода
МГ — магистральный газопровод;
ПК — предохранительный клапан;
УПТПИГ — установка подготовки топливного, пускового и импульсного газа;
УСБ — устройство сужающее быстросъемное;
ЦБК — центробежный компрессор;

Дата введения 2003-12-25

Настоящая «Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на газонаполнительных станциях, газонаполнительных пунктах и автогазозаправочных станциях» предназначена для определения технологических потерь в процессе проведения операций слива-налива сжиженных углеводородных газов (СУГ), технического обслуживания и ремонта технологического оборудования данных объектов (независимо от их организационно-правовой формы собственности), предназначенных для обеспечения СУГ потребителей, использующих эти газы в качестве топлива, в том числе автомобильного.
Методику разработал авторский коллектив сотрудников ОАО «Гипрониигаз»: Гордеева Р.П., Крылов Е.В., Лисицына О.Н.
Методика согласована с Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации и утверждена приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 24 декабря 2003 г. N 504.

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Настоящая методика рекомендована для расчета в газораспределительных организациях (ГРО) и других объектах топливно-энергетического комплекса технологических потерь при проведении операций слива-налива СУГ, техническом обслуживании и ремонте технологического оборудования.
На основе настоящей методики с учетом местных условий выполняется расчет технологических потерь для конкретного объекта СУГ (ГНС, ГНП, АГЗС).

1.2 Необратимые технологические потери СУГ возникают при выполнении следующих технологических процессов:
— слив СУГ из железнодорожных цистерн в резервуары базы хранения на ГНС;
— слив СУГ из автоцистерн в резервуары базы хранения на ГНП и АГЗС;
— наполнение автоцистерн из резервуаров базы хранения на ГНС;
— наполнение баллонов СУГ на наполнительных установках ГНС, ГНП;
— внутренний осмотр, техническое освидетельствование и ремонт газовых баллонов, сосудов автоцистерн и резервуаров базы хранения СУГ;
— перемещение СУГ по внутриплощадочным газопроводам, оборудованным запорно-регулирующей и предохранительной арматурой;
— периодическая проверка на срабатывание предохранительных сбросных клапанов, установленных на резервуарах базы хранения, газопроводах и других элементах технологического оборудования объектов.

1.3 В настоящей методике применяют следующие определения терминов и сокращений:
АГЗС — автогазозаправочная станция.
ГНП — газонаполнительный пункт.
ГНС — газонаполнительная станция.
ГРО — газораспределительная организация.
Объекты ГРО — ГНС, ГНП, АГЗС.
СУГ — сжиженные углеводородные газы (смесь пропана и бутана).

2 АНАЛИЗ ИСТОЧНИКОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ СЖИЖЕННОГО ГАЗА

2.1 Технологические потери СУГ на ГНС имеют место при выполнении следующих технологических процессов:
— слив СУГ из железнодорожных цистерн в резервуары базы хранения ГНС;
— хранение СУГ в надземных или подземных резервуарах базы хранения;
— наполнение автоцистерн из резервуаров базы хранения;
— наполнение баллонов объемом 50, 27 и 5 л;
— перемещение СУГ по внутриплощадочным газопроводам паровой и жидкой фаз;
— техническое обслуживание и ремонт технологического оборудования.

2.2 Технологические потери СУГ на ГНП имеют место при выполнении следующих технологических процессов:
— слив СУГ из автоцистерн в резервуары базы хранения;
— хранение СУГ в надземных и подземных резервуарах;
— наполнение баллонов объемом 50, 27 и 5 л;
— перемещение СУГ по внутриплощадочным газопроводам паровой и жидкой фаз;
— техническое обслуживание и ремонт технологического оборудования.

2.3 Технологические потери СУГ на АГЗС имеют место при выполнении следующих технологических процессов:
— слив СУГ из автоцистерн в резервуары базы хранения;
— хранение СУГ в надземных и подземных резервуарах;
— перемещение СУГ по внутриплощадочным газопроводам паровой и жидкой фаз;
— техническое обслуживание и ремонт технологического оборудования.

3 УЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ СУГ

3.1 Газонаполнительные станции

3.1.1 В процессе слива газа из железнодорожных цистерн в резервуары базы хранения имеют место следующие источники технологических потерь СУГ:
— потери СУГ при опорожнении резинотканевых рукавов по окончании слива;
— потери СУГ с возвратом железнодорожных цистерн;
— потери СУГ при проверке уровня наполнения с помощью контрольных вентилей.

3.1.1.1 Потери СУГ при опорожнении резинотканевых рукавов по окончании слива
Слив СУГ из железнодорожных цистерн производится с использованием трех резинотканевых рукавов:
— один — для паровой фазы;
— два — для жидкой фазы.
Из резинотканевых рукавов через свечу удаляется только паровая фаза, так как жидкая фаза полностью перемещается в резервуары базы хранения.
Количество потерь при опорожнении резинотканевых рукавов СУГ , кг, определяется по формуле

, (1)

где — безразмерный коэффициент, равен 3,14;
— диаметр резинотканевого рукава, м;
— суммарная длина резинотканевых рукавов, м;
— плотность паровой фазы СУГ, кг/м;.
— количество опорожняемых за расчетный период железнодорожных цистерн, шт.
Плотность паровой фазы СУГ , кг/м, определяется по формуле

, (2)

где — избыточное (манометрическое) давление паровой фазы СУГ, МПа;
— безразмерный коэффициент сжимаемости газа, определяется по графикам, построенным по приведенным температурам и приведенным давлениям ;
— газовая постоянная смеси СУГ, Дж/(кг·К);
— температура СУГ, К.
Газовая постоянная смеси СУГ , Дж/(кг·К), определяется по формуле

, (3)

где — массовое содержание пропана в смеси в долях единицы;
— массовое содержание бутана в смеси в долях единицы;
— газовая постоянная пропана, =184,92 ;
— газовая постоянная бутана, =140,3 .
Избыточное давление паровой фазы СУГ в резинотканевых рукавах принимается равным остаточному давлению в железнодорожной цистерне (=0,15 МПа).
Температура СУГ принимается равной температуре окружающей среды.
Для проведения осредненных расчетов плотности паровой фазы СУГ можно использовать данные, приведенные в таблицах, в которых компонентный состав СУГ принят в пропорции — 50% пропана, 50% бутана.
Плотность паровой фазы СУГ, удаляемой из резинотканевых рукавов, определена по формуле (2) и приведена в таблице 1.

Таблица 1

Температура СУГ, °С (К)

-40
(233)

-30
(243)

-20
(253)

-10
(263)

0
(273)

+10
(283)

+20
(293)

+30
(303)

+40
(313)

Плотность , кг/м

7,25

6,88

6,68

6,42

6,12

5,84

5,58

5,34

5,17

3.1.1.2 Потери СУГ с возвратом железнодорожных цистерн
Потери СУГ с возвратом железнодорожных цистерн , кг, определяются при принятом остаточном давлении =0,15 МПа по формуле

, (4)

где — геометрический объем железнодорожной цистерны, м.
Примечание — Потери СУГ с возвратом железнодорожных цистерн учитываются в расчетах, если железнодорожные цистерны наполняются на нефтеперерабатывающем заводе по уровню.

3.1.1.3 Потери при проверке уровня наполнения с помощью контрольных вентилей
При сливе СУГ из железнодорожных цистерн периодически проверяется уровень наполнения с помощью контрольных вентилей, как в самой железнодорожной цистерне, так и в наполняемом резервуаре базы хранения.
Контрольные вентили на железнодорожной цистерне открываются перед началом процесса слива СУГ и при его окончании. Контрольные вентили на резервуарах базы хранения (85% уровня) периодически открываются примерно за 20-30 минут до окончания процесса их наполнения, при этом вначале идет паровая фаза СУГ, затем двухфазная смесь, появление которой сигнализирует о завершении слива.
На железнодорожной цистерне установлено три контрольных вентиля, заканчивающихся трубками: одна — на уровне 85% объема сосуда цистерны, вторая — выше 85% уровня на 50 мм (необходим при наполнении цистерны предприятием-поставщиком СУГ), третья — на уровне нижнего обреза сливо-наливных трубок, по которым определяется наличие или отсутствие жидкой фазы в сосуде.
В процессе слива СУГ из железнодорожной цистерны производится разовая проверка ее наполнения по 85% вентилю. Перед окончанием опорожнения железнодорожной цистерны (за 20-30 минут до окончания процесса слива) периодически открывается третий вентиль, через который вначале идет двухфазная смесь, затем — паровая фаза СУГ, что свидетельствует о полном опорожнении железнодорожной цистерны.
Расход СУГ как в двухфазной смеси, так и в паровой фазе, через контрольный вентиль , кг/с, определяется по формуле

, (5)

где — безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления контрольного вентиля, =13,6 ;
— площадь проходного сечения контрольного вентиля, м;
— избыточное (манометрическое) давление СУГ в резервуаре, Па;
— плотность СУГ, истекающего через вентиль (для двухфазной смеси , для паровой ), кг/м.
Площадь проходного сечения контрольного вентиля , м, определяется по формуле

, (6)

где — безразмерный коэффициент, равен 3,14;
— диаметр проходного сечения контрольного вентиля, м.
Плотность двухфазной смеси СУГ , кг/м, определяется по формуле

, (7)

где — плотность жидкой фазы СУГ, кг/м;
— паросодержание выходящего газа (=0,2).
Избыточное давление СУГ (среднее в процессе слива-налива) в резервуаре железнодорожной цистерны, надземном резервуаре базы хранения и автоцистерне принято: в зимнее время — 0,6 МПа, в летнее время — 1,0 МПа .
Избыточное давление СУГ (среднее в процессе слива-налива) в подземном резервуаре базы хранения принято: в зимнее время — 0,4 МПа, в летнее время — 0,6 МПа .
Плотность жидкой фазы СУГ в зависимости от температуры определяется по графику согласно приложения А к настоящей Методике. В расчетах плотность жидкой фазы СУГ может быть принята по таблице 2.

Таблица 2

Температура СУГ, °С

0

+10

+20

+30

+40

Плотность , кг/м

Плотность паровой фазы СУГ определяется по формуле (2), и в расчетах может быть принята:

а) для зимнего времени при давлении 0,6 МПа — по таблице 3

Таблица 3

б) для зимнего времени при давлении 0,4 МПа — по таблице 4

Таблица 4

в) для летнего времени при давлении 0,6 МПа — по таблице 5

Таблица 5

г) для летнего времени при давлении 1,0 МПа — по таблице 6

Таблица 6

3.1.1.3.1 Потери СУГ через контрольный вентиль железнодорожных цистерн
Потери СУГ через контрольный вентиль железнодорожных цистерн , кг, определяются по формуле

, (8)

где — потери двухфазной смеси СУГ, кг;
— потери паровой фазы СУГ, кг.
Потери двухфазной смеси СУГ через контрольные вентили железнодорожных цистерн , кг, составляют

, (9)

где — расход двухфазной смеси СУГ через контрольный вентиль, кг/с;
— суммарное время открытия контрольных вентилей с выпуском двухфазной смеси СУГ из одной железнодорожной цистерны (85% и нулевого уровней), которое может быть принято из расчета времени разового открытия — 5 секунд.
Вентиль 85% уровня открывается 1 раз (проверка заполнения железнодорожной цистерны), вентиль нулевого уровня — пять раз (проверка наличия жидкой фазы). Таким образом, суммарное время открытия контрольных вентилей с выпуском двухфазной смеси СУГ из одной железнодорожной цистерны составляет =30 с.
Потери СУГ в паровой фазе через контрольные вентили железнодорожных цистерн , кг, составляют

, (10)

где — расход СУГ в паровой фазе через контрольный вентиль, кг/с;
— время открытия контрольного вентиля с выпуском паровой фазы СУГ (вентиль нулевого уровня), которое составляет =5 с.

3.1.1.3.2 Потери СУГ через контрольный вентиль резервуаров базы хранения
Потери СУГ через контрольный вентиль резервуаров базы хранения , кг, определяются по формуле

, (11)

где — потери двухфазной смеси СУГ, кг;
— потери паровой фазы СУГ, кг.
Потери двухфазной смеси СУГ через контрольные вентили резервуаров базы хранения СУГ , кг, составляют

, (12)

где — количество резервуаров базы хранения, наполняемых в течение расчетного периода, шт.;
— расход двухфазной смеси СУГ через контрольный вентиль, кг/с;
— время открытия контрольного вентиля 85% уровня с выпуском двухфазной смеси СУГ из одного резервуара, с.
Вентиль 85% уровня открывается 1 раз (в конце процесса наполнения резервуара). Таким образом, время открытия контрольного вентиля с выпуском двухфазной смеси СУГ из одного резервуара составляет =5 с.
Потери СУГ в паровой фазе через контрольные вентили резервуаров базы хранения СУГ , кг, составляют

, (13)*

3.1.2 Потери при хранении СУГ в надземных или подземных резервуарах
Потери при хранении СУГ в резервуарах характеризуются следующими статьями:
— потери СУГ при проверке срабатывания предохранительных сбросных клапанов;
— потери СУГ при проведении внутреннего осмотра и технического освидетельствования резервуаров базы хранения и сосудов автоцистерн;
— потери СУГ при проведении диагностики или ремонта резервуаров базы хранения и сосудов автоцистерн.

3.1.2.1 Потери СУГ при проверке срабатывания предохранительных клапанов
В процессе эксплуатации ГНС на резервуарах базы хранения и сосудах автоцистерн периодически производится проверка срабатывания (подрыв) предохранительных сбросных клапанов (ПСК), которая сопровождается потерями газа при его выбросе в атмосферу.
Потери СУГ за расчетный период, вызванные подрывом предохранительных сбросных клапанов, , кг, определяются по формуле

Методические рекомендации по определению и обоснованию технологических потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом (далее — Методические рекомендации) разработаны с целью создания методологической основы оценки потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводом, технологически связанных с принятой схемой и технологией процесса транспортировки.

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.

Общие положения

1.1. Расчет количества технологических потерь природного газа на планируемый период осуществляется в тыс. * при стандартных условиях — температуре газа * К, абсолютном давлении газа * Мпа.

1.2. Для целей настоящих Методических рекомендаций под технологическими потерями газа природного при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом понимаются безвозвратные потери (уменьшение объема) природного газа, обусловленные технологическими особенностями процесса транспортировки, а также физико-химическими характеристиками транспортируемого газа природного (далее — Технологические потери).

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;

— технологические карты;

— технологические регламенты;

— 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.

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.

Обозначения и сокращения

В настоящем документе применены следующие обозначения и сокращения:

ГИС — газоизмерительная станция;

ГОСТ — государственный стандарт;

ГПА — газоперекачивающий агрегат;

ГРС — газораспределительная станция;

ГСИ — государственная система обеспечения единства измерений;

ГТС — газотранспортная система;

ГТД — газотурбинный двигатель;

ЕСГ — единая система газоснабжения;

КИПиА — контрольно-измерительные приборы и автоматика;

КС — компрессорная станция;

КЦ — компрессорный цех;

МГ — магистральный газопровод;

ПСК — предохранительный сбросной клапан;

РД — руководящий документ;

СНиП — строительные нормы и правила;

ТУ — технические условия;

УМГ — управление магистральных газопроводов;

УПТПГ — установка подготовки газа топливного, пускового и импульсного газа;

ЦБН — центробежный нагнетатель;

ЭГПА — электроприводной ГПА.

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:

объектовые:

— 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.);

линейные:

— 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.

Таблица 1 — Типовые источники образования технологических потерь при транспортировке по магистральным газопроводам

Источники образования потерь (технологический процесс) Источники потерь Виды потерь
Объектовые (Компрессорный цех)
Газоперекачивающий агрегат (ГПА):
турбодетандер для запуска газотурбинного двигателя (ГТД) Свеча турбодетандера Потери газа при пуске ГПА
продувка контура центробежного нагнетателя (ЦБН) Свеча обвязки ЦБН Потери газа при продувке контура ЦБН
система уплотнения ЦБН Свеча газоотделителя системы уплотнения ЦБН Потери газа через свечи газоотделителей системы уплотнения ЦБН
управление силовым приводом запорной арматурой и устройствами КИПиА Сбросные клапаны приводов запорной арматуры и устройств КИПиА Потери газа при управлении запорной арматурой и устройствами КИПиА
плановая остановка ГПА Свеча обвязки ЦБН Потери при стравливании газа из контура ЦБН
Технологические аппараты и коммуникации КЦ:
продувка пылеуловителей, конденсатосборников, сепараторов, вымораживателей, фильтров Предохранительный клапан емкости для сбора конденсата Потери газа через дренажные линии при удалении конденсата
проверка срабатывания предохранительных сбросных клапанов (ПСК) Свеча ПСК Потерн газа через свечу при плановой проверке ПСК
блок редуцирования топливного и импульсного газа Уплотнения штоков регуляторов давления, фланцевые и штуцерные соединения Потери газа через уплотнения штоков регуляторов давления, фланцевые и штуцерные соединения
Линейные (Линейная часть магистрального газопровода):
продувка конденсатосборников, сепараторов и пылеуловителей на ГРС Предохранительный клапан емкости для сбора конденсата Потери газа через дренажные линии при удалении конденсата
продувка соединительных линий КИП, систем автоматики и телемеханики на ГРС Сбросные клапаны на соединительных линиях Потери газа при продувке соединительных линий КИП, систем автоматики и телемеханики на ГРС
управление силовым приводом запорной арматуры Сбросные клапаны приводов запорной арматуры Потери газа при управлении запорной арматурой
запорно-регулирующая арматура на линейной части, ГРС и ГИС Свечи Утечки газа через запорную арматуру на линейной части, ГРС и ГИС (если предусмотрены паспортом)

Обоснование неизбежности технологических потерь природного газа

5.1. Обоснование неизбежности технологических потерь природного газа — документальное подтверждение технологических потерь при осуществлении процесса транспортировки природного газа магистральным трубопроводным транспортом.

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.

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.).

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:

* , (1)

где * — объем технологических потерь газа при запуске ГПА, *;

* — объем технологических потерь газа при остановке ГПА, * (стравливаемый газ).

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

* (2)

где, V — расход газа при пуске ГПА, *;

* — время пуска ГПА, мин.

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

*, (3)

где * — геометрический объем контура нагнетателя и технологических коммуникаций (определяется из проекта), *,

*, * — абсолютное давление газа на входе и выходе нагнетателя соответственно, МПа;

*, * — абсолютная температура газа на входе и выходе нагнетателя соответственно, К;

*, * — коэффициент сжимаемости газа при *, * и *, * соответственно;

*, * — абсолютные давление и температура при стандартных условиях (* МПа, * К).

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

* (4)

где, V — расход при продувке, *,

* — время продувки, с

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

*, (5)

где, G — пропускная способность ПСК, кг/с;

* — коэффициент, учитывающий физико-химические свойства газов при рабочих параметрах;

* — максимальное избыточное давление перед ПСК, МПа;

* — плотность природного газа перед ПСК при условиях (*) и *, *;

F — площадь проходного сечения клапана, равная наименьшей площади сечения в проточной части, *;

* — безразмерный коэффициент расхода предохранительного клапана (указан в паспорте на предохранительный клапан).

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

* — для полноподъемных клапанов (*);

* — для неполноподъемных клапанов;

где * — внутренний диаметр седла клапана, мм;

h — высота подъема золотника, мм.

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

*, (6)

где * * — универсальная газовая постоянная;

* — коэффициент сжимаемости газа при условиях (*) и *;

* — молярная масса природного газа, кг/кмоль, вычисляется на основе компонентного состава по формуле

*, (7)

где * — молярная концентрация i-го компонента природного газа, доли ед.;

* — молярная масса i-го компонента природного газа, определяемая по ГОСТ 30319.1-96 .

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

*, (8)

где

*,

*,

*; *,

*

*

*, * — критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси, определяемые по ГОСТ 30319 1-96 .

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

*, (9)

где, * — потери газа при проверке ПСК, установленных на j-ом типе оборудования, кг;

* — расход газа через ПСК j-го типа оборудования, кг/с;

* — время срабатывания ПСК на j-ом типе оборудования, принимаемое равным 3 сек;

* — количество однотипных клапанов, установленных на j-ом типе оборудования, из расчета два клапана на один объект, шт.;

n — количество оборудования j-го типа на объекте, шт.;

* — количество проверок клапана, 12 раз в год .

7.7. Расчет объема газа, расходуемого при продувке соединительных линий КИПиА, систем автоматики и телемеханики (например, пневмокранов), определяют по паспортным данным заводов-изготовителей, а при их отсутствии — по опытным данным, на основе замеров по 4-5 однотипным приборам и устройствам, результаты которых оформляются актами с указанием в нем удельного расхода газа за одну операцию, среднего количества таких операций в месяц, квартал, год и, соответственно, расход газа за это время, требования нормативных технических документов, в соответствии с которыми проводятся эти операции.

*, (10)

(*), (11)

где * (*) — объем (масса) газообразных (жидких) сред при обслуживании i-го прибора, * (кг);

b — количество однотипных приборов на газообразных (жидких) средах.

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

*, (12)

где * — коэффициент, зависящий от молекулярной массы газообразных углеводородов (определяют по таблице 2);

* — площадь продувочного сечения вентиля в зависимости от степени открытия вентиля *, * (определяют по таблице 3);

* — абсолютное давление газа перед продувочным вентилем, МПа;

* — рабочая температура газа в аппарате, К;

* — продолжительность одной продувки, с;

* — количество продуваемых линий i-го прибора;

* — количество продувок i-го прибора в расчетном периоде;

10,2 — эмпирический коэффициент, *.

Таблица 2 — Зависимость коэффициента A от молекулярной массы газа *

* 4 5 16 17 18 19 20 25 30 44
А 9348 8202 4370 4200 4100 3966 3859 3391 3068 2550

Таблица 3 — Значения F для игольчатого вентиля ВИ-160 (Ду 6, 15, 20 мм) при заданной степени открытия *

* 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
*, * 0,14 0,21 0,28 0,35 0,42 0,48 0,55 0,62 0,68

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:

*, (13)

где, * — объем газа, стравливаемого в атмосферу из пневмопривода крана на одно срабатывание пневмопривода, * (определяют по таблице 4);

* — среднее количество срабатываний пневмопривода крана за расчетный период времени;

n — количество пневмоприводов кранов;

* — средний коэффициент интенсивности (частоты) переключений данного типа и диаметров кранов за расчетный период.

Таблица 4 — Расход газа на одно срабатывание пневмопривода крана

Диаметр шарового крана, *, мм *
50 0,034
80 0,067
100 0,160
150 0,500
300 1,120
400 1,000
700 **
1000 5,000
1200 10,500
1400 **

Примечание: * — Величина расхода газа зависит от конструкции кранов различных фирм-изготовителей.

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

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:

*, (14)

где * — объем стравливаемой (дренируемой) жидкости, *;

* — содержание растворенного газа в жидкости, *;

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).

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:

* (15)

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.

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.

Заместитель Министра энергетики
Российской Федерации
С.И. Кудряшов

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

Климатическая группа Субъекты РФ: республики, края, области, города федерального значения, автономная область, автономные округа
I Республики: Коми, Саха (Якутия) Автономные округа: Ханты-Мансийский автономный округ — Югра, Чукотский, Ямало-Ненецкий Области: Амурская, Магаданская, Томская Края: Красноярский (севернее 56 с.ш.), Хабаровский (севернее 56 с.ш.)
II Республики: Алтай, Башкортостан, Бурятия, Карелия, Марий Эл, Мордовия, Татарстан, Тыва, Удмуртская, Хакасия, Чувашская — Чувашия Автономные округа: Ненецкий Края: Алтайский, Забайкальский, Камчатский, Красноярский (южнее 56 с.ш.), Пермский, Приморский, Хабаровский (южнее 56 с.ш.) Области: Архангельская, Белгородская, Брянская, Владимирская, Волгоградская, Вологодская, Воронежская, Ивановская, Иркутская, Калининградская, Калужская, Кемеровская, Кировская, Костромская, Курганская, Курская, Ленинградская, Липецкая, Московская, Мурманская, Нижегородская, Новгородская, Новосибирская, Омская, Оренбургская, Орловская, Пензенская, Псковская, Рязанская, Самарская, Саратовская, Сахалинская, Свердловская, Смоленская, Тамбовская, Тверская, Тульская, Тюменская, Ульяновская, Челябинская, Ярославская Автономная область: Еврейская Города федерального значения: Москва, Санкт-Петербург
III Республики: Адыгея, Дагестан, Ингушетия, Кабардино-Балкарская, Калмыкия, Карачаево-Черкесская, Северная Осетия-Алания, Чеченская Области: Астраханская, Ростовская Края: Краснодарский, Ставропольский