 |
НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ, ЩО ЗДІЙСНЮЄ ДЕРЖАВНЕ РЕГУЛЮВАННЯ У СФЕРАХ ЕНЕРГЕТИКИ ТА КОМУНАЛЬНИХ ПОСЛУГ |
ПОСТАНОВА |
06.11.2020 № 2033 |
Про затвердження Методики визначення розмірів нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу при здійсненні розподілу природного газу та Змін до деяких постанов НКРЕКП
{Із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює
державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг
№ 1311 від 11.08.2021
№ 439 від 08.03.2024}
Відповідно до статті 4 Закону України "Про ринок природного газу" та статті 17 Закону України "Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг" Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, ПОСТАНОВЛЯЄ:
1. Затвердити Методику визначення розмірів нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу при здійсненні розподілу природного газу, що додається.
2. Затвердити Зміни до деяких постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, що додаються.
3. Ця постанова набирає чинності з дня, наступного за днем її оприлюднення на офіційному вебсайті Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг.
ЗАТВЕРДЖЕНО |
МЕТОДИКА
визначення розмірів нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу при здійсненні розподілу природного газу
1.1. Ця Методика визначає порядок розрахунку розмірів нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу при здійсненні розподілу природного газу, які пов'язані з умовною нормативною герметичністю газопроводів, з'єднувальних деталей, арматури, компенсаторів, газового обладнання, інших газових приладів та обладнання в межах допустимих норм, визначених цією Методикою, та при забезпеченні розподілу природного газу споживачам.
Методикою визначаються обсяги нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу в елементах газової мережі між точкою вимірювання обсягу природного газу і межею балансової належності (точкою комерційного обліку), якщо комерційний вузол обліку природного газу між оператором газорозподільної системи і споживачем (крім побутових споживачів) встановлений не на межі балансової належності сторін, які мають бути додані/відняті до/від об'єму природного газу, визначеного комерційним вузлом обліку в точці вимірювання.
1.2. Дія цієї Методики поширюється на суб'єктів господарювання, які отримали або мають намір отримати ліцензію на провадження господарської діяльності з розподілу природного газу (далі - Оператори ГРМ, ліцензіати), замовників послуг приєднання, а також на споживачів природного газу, що не є побутовими.
1.3. До нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу, що розраховуються відповідно до цієї Методики, не включаються витрати газу на власні потреби оператора газорозподільної системи, не пов'язані з технологічним процесом розподілу природного газу (опалення виробничо-побутових приміщень, підігрів води тощо).
1.4. У цій Методиці терміни вживаються в таких значеннях:
абсолютна внутрішня герметичність арматури - стан арматури, згідно з яким забезпечується відсутність витоку газу з однієї порожнини газопроводу в іншу його порожнину, які розділені арматурою;
абсолютна зовнішня герметичність газопроводу, арматури тощо - стан газопроводу, арматури тощо, згідно з яким забезпечується відсутність витоку газу з порожнини газопроводу, арматури тощо в атмосферу;
коефіцієнт коригування показів побутового лічильника газу - число, на яке множаться покази побутового лічильника газу за розрахунковий період (календарний місяць) для визначення приведеного до стандартних умов об'єму спожитого газу;
лічильник з елементами термокомпенсації - лічильник газу, встановлений на об'єкті побутового споживача, відліковий пристрій якого відображає об'єм газу, який приведений до умов згідно з вимогами ГОСТ 2939-63 "Газы. Условия для определения объема" (далі - ГОСТ 2939-63) у залежності від температури газу;
місце входу газопроводу в опалюване приміщення - місце перетину внутрішньої поверхні стіни, стелі, підлоги опалюваного приміщення з трубою газопроводу при вході труби в це приміщення;
негерметичність газопроводу/обладнання - стан газопроводу/обладнання, з якого є витік газу в межах допустимих норм, визначених цією Методикою, що може бути зафіксований органолептичним методом або із застосуванням приладів;
неопалюване приміщення - приміщення об'єкта побутового споживача, яке не відповідає визначенню терміна "опалюване приміщення";
нормативні та виробничо-технологічні витрати газу (далі - нормативні витрати газу) - об'єм природного газу, що витрачається під час введення в експлуатацію (підключення/врізки) новозбудованих, реконструйованих або капітально відремонтованих газопроводів для їх заповнення природним газом, продувки та в процесі налаштування обладнання на заданий режим роботи, а також на опалення і технологічний підігрів газу в газорегуляторних пунктах, у межах допустимих норм, визначених цією Методикою;
нормативні та виробничо-технологічні втрати газу (далі - нормативні втрати газу) - об'єм витоку природного газу з газопроводів, з'єднувальних деталей, арматури, компенсаторів, газового обладнання, інших газових приладів та обладнання за їх умовної нормативної герметичності, при якому забезпечується їх надійне функціонування, а також втрати природного газу під час технічного обслуговування та проведення планових ремонтних робіт, що пов'язані з розгерметизацією газопроводів, з'єднувальних деталей, арматури, іншого газового обладнання та приладів, у межах допустимих норм, визначених цією Методикою;
об'єм природного газу, який приведено до стандартних умов - об'єм природного газу, який приведено до умов згідно з вимогами ГОСТ 2939-63;
опалюване приміщення - приміщення об'єкта побутового споживача в межах внутрішньої поверхні стін, підлоги і стелі, за винятком лоджій, балконів, терас та приміщень, де відсутні тепловіддавальні поверхні (радіатори, регістри, стінки печей, трубопроводи систем опалення тощо), які безпосередньо не з'єднані з опалюваними приміщеннями дверними та іншими отворами;
побутовий лічильник газу - лічильник газу (мембранний, роторний або такий, що працює за іншим принципом дії), який встановлений на об'єкті побутового споживача і відповідає вимогам ДСТУ 3336-96 "Лічильники газу побутові. Загальні технічні вимоги";
покази побутового лічильника газу - різниця між значеннями об'єму газу на відліковому пристрої побутового лічильника газу в кінці та на початку розрахункового періоду (календарний місяць);
точка виходу - визначена точка в газорозподільній системі, в якій оператор газорозподільної системи передає природний газ споживачу;
точка входу - визначена точка в газорозподільній системі, в якій природний газ надходить до газорозподільної системи;
умовна нормативна зовнішня герметичність газопроводу, з'єднувальних деталей, арматури, газового обладнання, приладів тощо - стан газопроводу, з'єднувальних деталей, арматури, газового обладнання, приладів тощо, згідно з яким можливим є витік газу, що не перевищує норм витоку, встановлених цією Методикою, і не може бути зафіксований органолептичним методом.
Інші терміни у цій Методиці вживаються у значеннях, наведених у Законі України "Про ринок природного газу" та Кодексі газорозподільних систем, затвердженому постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 вересня 2015 року № 2494, зареєстрованому в Міністерстві юстиції України 06 листопада 2015 року за № 1379/27824 (далі - Кодекс газорозподільних систем).
1.5. Скорочення, що застосовуються в цій Методиці, мають такі значення:
ГРПБ - газорегуляторний пункт блоковий;
ГРУ - газорегуляторна установка;
КБРТ- комбінований будинковий регулятор тиску;
ШРП - шафовий газорегуляторний пункт;
ЗСК - запобіжно-скидний клапан;
ЗЗК - запобіжно-запірний клапан.
2. Основні засади розрахунку обсягів нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу при здійсненні розподілу природного газу
2.1. Розрахунок обсягів нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат газу для оператора газорозподільної системи визначається з урахуванням таких технічних, технологічних, експлуатаційних, статистичних даних та показників:
1) кількісного складу та номенклатури складових газорозподільної системи Оператора ГРМ до точок комерційного обліку;
2) кількісного складу побутових газових приладів і обладнання, встановлених у побутових споживачів та на комунально-побутових об'єктах;
3) даних про заміну застарілого обладнання (газопроводів) чи їх реконструкцію, введення в експлуатацію нових газопроводів та обладнання;
4) строків експлуатації газових мереж та їх складових;
5) метрологічних характеристик засобів вимірювальної техніки, що використовуються для комерційних розрахунків, а також місця їх розташування;
6) фактичних значень тисків у газопроводах, на об'єктах (спорудах), обладнанні та приладах.
2.2. Методика враховує неоднорідність структури статей втрат і витрат природного газу за переліком елементів газорозподільної системи.
Диференціація нормативів передбачена відповідно до складу конкретної газорозподільної системи.
2.3. Склад нормативних втрат/витрат газу визначається залежно від технології і особливостей його переміщення газорозподільними системами.
2.4. Визначення нормативних втрат газу під час його переміщення газорозподільними системами побудоване на принципах використання індивідуальних показників обсягів нормативних втрат газу за умовної нормативної герметичності газопроводів і їх елементів.
2.5. Норми витоку газу з елементів системи встановлені на основі вимог щодо випробовування газопроводів та обладнання на герметичність, викладених у додатку 1 до цієї Методики, та на основі ДБН В.2.5-41-2009 "Газопроводи з поліетиленових труб. Частина I. Проектування. Частина II. Будівництво".
2.6. Норми втрат газу в газорозподільних системах надані за умов їх функціонування в стані умовної нормативної зовнішньої та внутрішньої герметичності, яка підтримується відповідним технічним обслуговуванням, регулюванням обладнання, поточним ремонтом, які виконуються відповідно до нормативних документів.
2.7. Обсяги нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу, розраховані на підставі цієї Методики, не є підтвердженням фактичних втрат і витрат природного газу під час розподілу природного газу газорозподільною системою.
2.8. Під час розрахунку нормативних втрат газу враховуються всі елементи газорозподільної системи, які знаходяться під тиском.
2.9. Розрахунок нормативних втрат газу, що виникли внаслідок аварій, проводиться оператором газорозподільної системи самостійно та не враховується при визначенні розмірів нормативних втрат/витрат газу.
2.10. Фактичні обсяги нормативних витрат газу на опалення приміщень ГРП визначаються за показами лічильників, встановлених перед опалювальним приладом, а планові обсяги цих витрат визначають за обсягами витрат за попередній період.
2.11. Якщо введення в експлуатацію газопроводу (обладнання) ініціював Оператор ГРМ, то визначені за цією Методикою нормативні витрати газу включаються до нормативних витрат Оператора ГРМ. Якщо виконання цих робіт ініціював споживач (замовник), то визначені за цією Методикою нормативні витрати відшкодовуються споживачем (замовником) та не включаються до нормативних витрат Оператора ГРМ.
2.12. Обсяги нормативних втрат/витрат газу, що розраховуються в поточному періоді (період х) на наступний планований період (період х + 1), розраховуються на підставі цієї Методики, даних за попередній розрахунковий період (період х - 1) та строку експлуатації складових газорозподільної системи в наступному планованому періоді (період х + 1).
У разі якщо Оператор ГРМ здійснив або планує здійснити у поточному періоді капітальний ремонт, реконструкцію або технічне переоснащення складових газорозподільної системи, після яких змінюються термін експлуатації, та/або робочий тиск, та/або типорозмір, та/або протяжність, та/або кількість обладнання, та/або режим роботи об’єкта, норми на таких об’єктах повинні нараховуватися відповідно до планованих або змінених характеристик.
{Пункт 2.12 доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1311 від 11.08.2021}
2.13. Ця Методика не регулює відносини щодо визначення ступеню та обсягів впливу діяльності оператора газорозподільної системи на навколишнє природне середовище.
2.14. Фактичний об'єм природного газу, що розподіляється споживачу (крім побутового споживача), має бути приведений до межі балансової належності об'єкта споживача.
У разі розташування комерційного вузла обліку природного газу до межі балансової належності газопроводів (у газових системах оператора газорозподільної системи) нормативні втрати природного газу, які виникають від місця встановлення комерційного вузла обліку до межі балансової належності, розраховуються відповідно до цієї Методики та віднімаються відповідним Оператором ГРМ від загального обсягу розподіленого природного газу споживачу, визначеного за допомогою комерційного вузла обліку.
У разі розташування комерційних вузлів обліку природного газу після межі балансової належності газопроводів (у газових системах споживача) нормативні втрати природного газу, які виникають від межі балансової належності до місця встановлення комерційного вузла обліку, розраховуються відповідно до цієї Методики і відносяться на рахунок споживача (крім побутових споживачів) та додаються відповідним Оператором ГРМ до його загального обсягу розподіленого природного газу споживачу, визначеного за допомогою комерційного вузла обліку.
{Пункт 2.15 виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1311 від 11.08.2021}
3. Порядок розрахунків нормативних втрат газу під час його розподілу газорозподільними системами
3.1. Як первинна інформація при розрахунках нормативних втрат газу використовуються дані, що відображають взаємозв'язок втрат газу зі структурою газорозподільної системи, якою він переміщується.
3.2. Первинна інформація - це перелік найменувань елементів газорозподільної системи, їх технічних характеристик та технологічних операцій під час розподілу газу.
Кількість необхідної інформації визначається цією Методикою відповідно до показників, що наведені в додатках 2-9 до цієї Методики.
3.3. Первинною інформацією для визначення обсягів нормативних втрат газу є:
1) назва елементу (дільниці) газопроводу та його характеристика: умовний прохід (діаметр) дільниці, її протяжність, тривалість експлуатації елементу (дільниці) газопроводу, фактичний тиск газу;
2) вид, тип елемента (дільниці) газопроводу:
розподільні газопроводи, у тому числі міжселищні;
ввідні, внутрішні газопроводи;
3) тип газорегуляторного обладнання, тривалість його експлуатації:
ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП, у яких розміщені регулятори тиску, що не потребують для своєї роботи стороннього джерела енергії (газу);
комбіновані будинкові регулятори тиску газу (КБРТ);
4) кількісний склад побутових газових приладів і обладнання, встановлених у побутових споживачів та на комунально-побутових об'єктах:
газових опалювальних приладів, у тому числі конвекторів;
5) тривалість опалювального періоду;
6) обсяг природного газу, виміряний засобами вимірювальної техніки, що використовується для комерційних розрахунків за звітний період.
3.4. Перелік технологічних операцій під час технічного огляду, технічного обслуговування, поточного ремонту регламентується вимогами Правил безпеки систем газопостачання, затверджених наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості від 15 травня 2015 року № 285, зареєстрованим у Міністерстві юстиції України 08 червня 2015 року за № 674/27119 (далі - Правила).
3.5. Елементні норми обсягів нормативних втрат газу розраховані на 1 км газопроводу, 1 ГРП, 1 ГРПБ, 1 ГРУ 1 ШРП, 1 КБРТ, 1 газовий прилад.
{Пункт 3.5 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1311 від 11.08.2021}
3.6. Нормативні втрати газу розраховуються за місяць, квартал, рік.
3.7. Загальний обсяг нормативних втрат газу (QВ) за відповідний період визначається за формулою
де | QВ11 | - | нормативні втрати газу за відповідний період за умовної нормативної герметичності сталевих газопроводів, з'єднувальних деталей, арматури, компенсаторів, м 3, визначаються згідно з додатком 2 до цієї Методики за умовним діаметром, тиском газу, довжиною газопроводів та кількістю діб у звітному періоді та розраховуються за формулою |
де | Ду | - | умовний прохід (діаметр) газопроводу, мм; |
P | - | тиск газу в газопроводі, кгс/см2; | |
L | - | довжина газопроводу, км; |
тип газопроводу - розподільні (у т. ч. міжселищні) газопроводи, газопроводи-вводи, ввідні, внутрішні газопроводи;
Q В12 | - | нормативні втрати газу за відповідний період за умовної нормативної герметичності поліетиленових газопроводів, з'єднувальних деталей, арматури, м3, визначаються згідно з додатком 3 до цієї Методики за умовним діаметром, тиском газу, довжиною газопроводів та кількістю діб у звітному періоді та розраховуються за формулою |
де | Ду | - | умовний прохід (діаметр) газопроводу, мм; |
P | - | тиск газу в газопроводі, кгс/см2; | |
L | - | довжина газопроводу, км; |
тип газопроводу - розподільні (у т. ч. міжселищні) поліетиленові газопроводи, поліетиленові газопроводи-вводи;
Q В21 | - | нормативні втрати газу за відповідний період за умовної нормативної герметичності обладнання та приладів ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП, КБРТ, м 3, визначаються згідно з додатком 4 до цієї Методики за умовним вхідним діаметром регулятора, вхідним тиском, типом та кількістю газового обладнання та приладів і кількістю діб у звітному періоді та розраховуються за формулою |
тип обладнання - ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП, що знаходяться на балансі Оператора ГРМ, передані Оператору ГРМ в експлуатацію на підставі відповідного договору без передачі на баланс Оператора ГРМ, у яких розміщені регулятори тиску, що не потребують для своєї роботи стороннього джерела енергії (газу); комбіновані будинкові регулятори тиску газу (КБРТ);
{Абзац дев’ятнадцятий пункту 3.7 глави 3 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 439 від 08.03.2024}
QВ22 | - | нормативні втрати газу за відповідний період, що виникають унаслідок спрацювання запобіжно-скидних клапанів ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП, що знаходяться на балансі Оператора ГРМ, передані Оператору ГРМ в експлуатацію на підставі відповідного договору без передачі на баланс Оператора ГРМ, та внаслідок спрацювання скидних клапанів комбінованих регуляторів КБРТ, м 3, визначаються згідно з додатком 5 до цієї Методики за кількістю газового обладнання, умовним діаметром вихідного патрубка ЗСК, тиском на виході регулятора (на вході ЗСК) і кількістю діб у звітному періоді та розраховуються за формулою |
{Абзац двадцятий пункту 3.7 глави 3 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 439 від 08.03.2024}
де | ДуЗСК | - | умовний діаметр вихідного патрубка ЗСК, мм; |
Pвих | - | тиск газу на виході регулятора (на вході ЗСК), кгс/см2. |
Нормативні втрати газу, що виникають внаслідок спрацювання запобіжно-скидних клапанів ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП, КБРТ, визначені на основі пропускної здатності ЗСК та граничного значення тривалості випуску газу через ЗСК. Граничне значення тривалості випуску газу через ЗСК, отримане за умови періодичного проведення їх технічного огляду, встановленого Правилами, та на основі результатів статистичних досліджень, становить t = 0,15 год/місяць на один ГРП, ГРПБ, ШРП, КБРТ;
QВ3 | - | нормативні втрати газу за відповідний період за умовної нормативної герметичності газового обладнання та газових приладів квартир і житлових будинків. Нормативні втрати QВ3 включають втрати внаслідок умовної нормативної герметичності ділянок газопроводів від лічильника газу, встановленого в житловому будинку (квартирі), а де лічильник відсутній - від крана або іншого пристрою для відключення газових приладів, до газових приладів. Нормативні виробничо-технологічні втрати QВ3, м 3, визначаються за даними додатка 6 до цієї Методики, кількістю об'єктів (квартир і житлових будинків), набором обладнання на об'єкті та кількістю діб у звітному періоді та розраховуються за формулою |
де | період | - | опалювальний, неопалювальний; |
{Абзац двадцять дев'ятий пункту 3.7 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1311 від 11.08.2021} | |||
QВ4 | - | нормативні втрати газу для забезпечення продування та заповнення газопроводів газом під час проведення ремонтів (визначаються на підставі спеціальних планів, затверджених Оператором ГРМ), м3, визначаються згідно з формулою | |
де | QВ41 | - | нормативні втрати газу для забезпечення продування та заповнення сталевих газопроводів; |
QВ42 | - | нормативні втрати газу для забезпечення продування та заповнення поліетиленових газопроводів. |
Нормативні втрати газу QВ41, QВ42 визначаються згідно з додатками 7, 8 до цієї Методики та довжиною газопроводів;
Q В5 | - | нормативні втрати газу за відповідний період, що виникають унаслідок різних метрологічних характеристик засобів вимірювальної техніки, які використовуються на вході в ГРМ та на виході з ГРМ на об'єктах споживачів, визначаються згідно з додатком 9 до цієї Методики. |
3.8. До нормативних втрат газу Оператора ГРМ відносяться:
1) нормативні втрати газу на газопроводах до точок комерційного обліку;
2) нормативні втрати газу на КБРТ, що встановлені на об'єктах побутових споживачів;
3) нормативні втрати газу за умовної нормативної герметичності побутових газових приладів і обладнання, встановлених у побутових споживачів та на комунально-побутових об'єктах;
4) нормативні втрати газу за відповідний період, що виникають унаслідок різних метрологічних характеристик засобів вимірювальної техніки, які використовуються на вході в ГРМ та на виході з ГРМ на об'єктах споживачів;
5) нормативні втрати газу на ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП, що знаходяться на балансі Оператора ГРМ, передані Оператору ГРМ в експлуатацію на підставі відповідного договору без передачі на баланс Оператора ГРМ;
{Абзац шостий пункту 3.8 глави 3 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 439 від 08.03.2024}
6) нормативні втрати газу при його вимірюванні побутовими лічильниками газу в разі неприведення об'єму газу до стандартних умов.
3.9. Розміри нормативних втрат газу, наведені в додатках 2 та 3 до цієї Методики, збільшуються залежно від терміну експлуатації газопроводів та обладнання шляхом множення на коефіцієнт К в, який становить:
Кв = 1,25 для газопроводів та обладнання, термін експлуатації яких становить більше ніж 25 років, але не більше ніж 40 років;
Кв = 2,0 для газопроводів та обладнання, термін експлуатації яких становить більше ніж 40 років.
3.10. Норми нормативних втрат газу, наведені в додатку 4 до цієї Методики, збільшуються залежно від терміну експлуатації ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП, КБРТ:
шляхом множення на коефіцієнт, який становить Кв = 1,5 для КБРТ, термін експлуатації яких становить більше ніж 10 років;
норма виробничо-технологічних втрат на рівні 15,4 м3/добу встановлюється для всіх значень вхідного тиску та всіх значень умовного вхідного діаметра регулятора ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП, термін експлуатації яких становить більше ніж 25 років для об'єктів з основними, а також з основними та резервними лініями редукування, за винятком значень норми втрат для Ду ≥ 250 мм та 6 < P ≤ 12 кгс/см2;
норма виробничо-технологічних втрат для ГРП, ГРПБ, ГРУ із вхідним діаметром регулятора Ду 250 мм та вхідним тиском 6 < P ≤ 12 кгс/см2, термін експлуатації яких становить більше ніж 25 років, визначається шляхом множення відповідного значення з додатка 4 до цієї Методики на коефіцієнт Кв = 1,25.
4. Порядок розрахунків нормативних витрат природного газу під час його розподілу газорозподільними системами
4.1. Як первинну інформацію при розрахунках нормативних витрат природного газу використовуються дані, що відображають взаємозв'язок витрат газу зі структурою газорозподільної системи, якою він розподіляється.
4.2. Первинна інформація - це перелік найменувань елементів газорозподільної системи, їх технічних характеристик та технологічних операцій під час розподілу газу.
Первинною інформацією для визначення обсягів нормативних витрат газу є:
1) назва та характеристики елементу (дільниці) газорозподільної системи:
газопровід - умовний прохід (діаметр) дільниці, її довжина, фактичний тиск;
ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП - кількість, умовний діаметр продувної свічки, тиск на виході ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП;
2) перелік технологічних процесів:
продування та заповнення газопроводу (окремих дільниць);
зниження тиску, продування та заповнення газопроводу (окремих дільниць);
настроювання обладнання ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП;
настроювання КБРТ виконується заводами-виробниками та не враховується цією Методикою;
3) дані про заходи інвестиційної програми на наступний планований період (х+1).
4.3. Обсяги нормативних витрат газу за елементами газорозподільної системи визначаються згідно з додатками 10-14 до цієї Методики та обчислюються за формулами 8-15. Додатково розрахунки можуть проводитись із застосуванням усіх формул, зазначених у пункті 4.5 цієї глави.
Результат визначення загального обсягу нормативних витрат та окремих його складових, обчислений за формулами, визначеними у пункті 4.5 цієї глави, та значення обсягів нормативних витрат газу, наведених в додатках до цієї Методики, отримується у кубічних метрах за стандартних умов (згідно з ГОСТ 2939-63).
4.4. Обсяги нормативних витрат газу обчислюються за місяць, квартал, рік.
4.5. Загальний обсяг нормативних витрат газу QВит, м3, за відповідний період визначається за формулою
де | QВит1 | - | нормативні витрати газу для забезпечення продування (витіснення газоповітряної суміші) та заповнення газом новозбудованих газопроводів, м3, які обчислюють за формулою |
де | QВит1ст. | - | нормативні витрати газу для забезпечення продування та заповнення газом новозбудованих сталевих газопроводів, м3; |
QВит1пл. | - | нормативні витрати газу для забезпечення продування та заповнення газом новозбудованих поліетиленових газопроводів, м3. |
QВит1ст. та QВит1пл. обчислюють за формулами
де | Q Вит1пит.ст., Q Вит1пит.пл. | - | нормативні витрати газу для забезпечення продування та заповнення газом відповідно сталевих та поліетиленових новозбудованих газопроводів, м 3/км; |
L | - | довжина газопроводу, км. |
Розрахунок нормативних витрат газу QВит1ст. та QВит1пл. виконується за формулами 10 та 11 окремо для сталевих та поліетиленових газопроводів на основі значень питомих витрат для кожного діаметра, наведених, відповідно, у додатках 10 та 11 до цієї Методики. Отримані результати сумуються;
QВит2 | - | нормативні витрати газу під час зниження надлишкового тиску в газопроводах, подальшого їх продування і заповнення під час реконструкції, капітального ремонту ділянок, м3, що розраховуються за формулою |
де | Q Вит2ст. | - | нормативні витрати газу під час зниження надлишкового тиску в сталевих газопроводах, подальшого їх продування і заповнення під час реконструкції, капітального ремонту ділянок, м3; |
Q Вит2пл | - | нормативні витрати газу під час зниження надлишкового тиску у поліетиленових газопроводах, подальшого їх продування і заповнення під час реконструкції, капітального ремонту ділянок, м3. |
QВит2ст. та QВит2пл. обчислюються за формулами
де | QВит2пит.ст., QВит2пит.пл. | - | нормативні витрати газу під час зниження надлишкового тиску в газопроводах, подальшого їх продування і заповнення відповідно для сталевих та поліетиленових газопроводів, м3/км; |
L | - | довжина газопроводу, км. |
Розрахунок нормативних витрат газу QВит2ст. та QВит2пл. виконується за формулами 13 та 14 окремо для сталевих та поліетиленових газопроводів на основі значень питомих витрат для кожного діаметра, що наведені, відповідно, у додатках 12 та 13 до цієї Методики. Отримані результати сумуються.
Нормативні витрати газу на регулювання та настроювання газового обладнання, приладів квартир, індивідуальних житлових будинків та подібних об'єктів комунально-побутових та бюджетних організацій при пусконалагоджувальних роботах після будівництва, капітального ремонту, реконструкції визначаються за показами засобів обліку (м3), відносяться на рахунок замовника та не включаються до собівартості послуг розподілу природного газу;
QВит3 | - | нормативні витрати газу на опалення приміщення ГРП та технологічний підігрів газу, м 3, визначаються за показами лічильників газу, встановлених перед опалювальним приладом та технологічним підігрівачем та кількістю ГРП, де здійснюється опалення та технологічний підігрів газу, з приведенням обсягу спожитого газу до стандартних умов; | |
QВит4 | - | нормативні витрати газу на проведення продування, заповнення, регулювання та настроювання обладнання новозбудованих ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП, після капітального ремонту та реконструкції (при випусканні газу через продувну свічку), м3, що розраховуються за формулою |
де | QВит4пит(і) | - | нормативні витрати газу на проведення продування, заповнення, регулювання та настроювання обладнання новозбудованого і-го об'єкта (ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП) після капітального ремонту та реконструкції; |
n | - | кількість ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП, для яких виконували регулювання та настроювання обладнання. |
Розрахунок нормативних витрат QВит4 виконується для груп ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП із однаковими діаметрами продувної свічки та однаковими тисками газу на виході ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП на основі значень питомих витрат QВит4пит., що наведені у додатку 14 до цієї Методики, а отримані результати сумуються.
4.6. Розрахунок обсягів нормативних витрат виконується за значеннями, що наведені в додатках 10-14 до цієї Методики.
4.7. Для об'єктів, які знаходяться на балансі споживачів газу і розміщені до комерційного вузла обліку газу, нормативні витрати газу визначаються відповідно до пункту 4.5 цієї глави, відносяться на рахунок споживача і додаються до об'єму газу, облікованого комерційним вузлом обліку газу.
4.8. Аналітичні залежності для обчислення питомих значень нормативних витрат природного газу наведено в додатку 15 до цієї Методики. В окремих випадках, за яких розрахунок не може бути виконаний за таблицями, наведеними в додатках 10-14 до цієї Методики, визначення обсягів нормативних витрат виконується за формулами, наведеними у додатку 15 до цієї Методики.
5. Порядок розрахунків нормативних втрат природного газу при його вимірюваннях побутовими лічильниками в разі неприведення об'єму газу до стандартних умов
5.1. Розрахунок нормативних втрат газу в разі неприведення до стандартних умов результатів вимірювання об'ємів газу низького тиску, які вимірюються побутовими лічильниками, що не мають спеціальних пристроїв для автоматичного приведення до стандартних умов їх показів при зміні тиску та/або температури газу, здійснюється за допомогою коефіцієнтів коригування показів лічильників.
Нормативні втрати газу визначаються Операторами ГРМ розрахунковим шляхом самостійно згідно з цією Методикою і включаються до собівартості послуг розподілу природного газу цих підприємств.
5.2. Значення коефіцієнта коригування показів побутового лічильника залежить від фактичного розміщення лічильника (зовні приміщення, у неопалюваному приміщенні, в опалюваному приміщенні), а також від відстані місця виходу газопроводу із землі або від місця входу газопроводу в опалюване приміщення до вхідного штуцера лічильника. Відстань вимірюється уздовж труби газопроводу незалежно від її діаметра та наявності на ній додаткових елементів (ізолюючого фланця, вимикаючого пристрою тощо):
1) у разі розміщення побутового лічильника зовні приміщення коефіцієнти коригування показів побутового лічильника газу приймаються згідно з додатками 16 або 17 до цієї Методики;
2) у разі розміщення побутового лічильника в неопалюваному приміщенні коефіцієнти коригування показів побутового лічильника газу приймаються згідно з додатком 16 до цієї Методики;
3) у разі розміщення побутового лічильника в опалюваному приміщенні, вхід газопроводу в яке виконано з неопалюваного приміщення або з середовища, що оточує будинок, коефіцієнти коригування показів побутового лічильника газу приймаються згідно з додатками 18 або 19, або 20 до цієї Методики;
4) у разі розміщення побутового лічильника в опалюваному приміщенні, вхід газопроводу в яке виконано з опалюваного приміщення, коефіцієнти коригування показів побутового лічильника газу приймаються згідно з додатком 20 до цієї Методики незалежно від відстані місця розміщення лічильника до зазначеного входу;
5) у разі застосування лічильника з елементами термокомпенсації коефіцієнти коригування показів побутового лічильника газу приймаються згідно з додатком 21 до цієї Методики незалежно від місця розміщення побутового лічильника;
6) коефіцієнти коригування показів побутового лічильника газу для м. Севастополя (пункт 13) згідно з додатками 16-21 до цієї Методики використовуються також для населених пунктів Південного і Степового Криму, які розташовані на узбережжі моря.
5.3. Об'єм газу за показами побутового лічильника, який приведено до стандартних умов (V с), визначається за формулою
де | Vл | - | покази побутового лічильника газу в робочих умовах, м 3; |
Kкр | - | чисельне значення коефіцієнта коригування показів побутового лічильника газу згідно з додатками 16-21 до цієї Методики. |
5.4. Нормативні втрати газу за визначений розрахунковий період (місяць) для кожного побутового лічильника (Vпв) визначаються за формулою
5.5. Загальні нормативні втрати газу за певний період (місяць, квартал, рік) визначаються як алгебраїчна сума нормативних втрат газу наявних побутових лічильників.
6. Процедура встановлення розміру нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу
6.1. Розмір нормативних втрат/витрат газу встановлюється НКРЕКП за умови наявності у суб’єкта господарювання відповідної чинної ліцензії на провадження господарської діяльності з розподілу природного газу.
6.2. Для встановлення річного розміру нормативних втрат/витрат газу Оператор ГРМ щороку до 31 серпня подає до НКРЕКП розрахунки обсягів нормативних втрат/витрат газу, до яких додаються:
{Абзац перший пункту 6.2 глави 6 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 439 від 08.03.2024}
1) пояснювальна записка, де вказуються розрахунок нормативних втрат/витрат газу та інформація, у тому числі первинна, яка була використана для цих розрахунків;
2) розрахунок загального обсягу нормативних витрат газу, у тому числі розрахунок:
нормативних витрат газу для забезпечення продування та заповнення газом новозбудованих стальних газопроводів;
нормативних витрат газу для забезпечення продування та заповнення газом новозбудованих поліетиленових газопроводів;
нормативних витрат газу під час зниження надлишкового тиску у стальних газопроводах, подальшого їх продування і заповнення під час реконструкції, капітального ремонту ділянок;
нормативних витрат газу під час зниження надлишкового тиску в поліетиленових газопроводах, подальшого їх продування і заповнення під час реконструкції, капітального ремонту ділянок;
нормативних витрат газу на проведення продування, заповнення, регулювання та настроювання обладнання новозбудованих ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП, після капітального ремонту та реконструкції (при випусканні газу через продувну свічку);
нормативних витрат газу на опалення приміщення ГРП та технологічний підігрів газу;
3) розрахунок загального обсягу нормативних втрат газу, у тому числі:
нормативних втрат газу за відповідний період за умовної нормативної герметичності стальних газопроводів, з’єднувальних деталей, арматури, компенсаторів;
нормативних втрат газу за відповідний період за умовної нормативної герметичності поліетиленових газопроводів, з’єднувальних деталей, арматури;
нормативних втрат газу за відповідний період за умовної нормативної герметичності обладнання та приладів ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП, КБРТ;
нормативних втрат газу за відповідний період за умовної нормативної герметичності газової апаратури та газових приладів квартир і житлових будинків;
нормативних втрат газу для забезпечення продування та заповнення поліетиленових газопроводів;
нормативних втрат природного газу при його вимірюваннях побутовими лічильниками в разі неприведення об'єму газу до стандартних умов;
нормативних втрат газу за відповідний період, що виникають унаслідок різних метрологічних характеристик засобів вимірювальної техніки, які використовуються на вході в ГРМ та на виході з ГРМ на об'єктах споживачів.
6.3. Розрахунки подаються Оператором ГРМ на паперових носіях на адресу: 03057, м. Київ, вул. Смоленська, 19 та в електронному вигляді (файл Excel згідно з додатками 22-45) на адресу: vtvgas@nerc.gov.ua.
6.4. Оператор ГРМ забезпечує достовірність документів, що подаються ним для встановлення розмірів нормативних втрат/витрат газу.
6.5. Вхідні дані до розрахунку зазначаються з точністю до трьох знаків після коми, інша числова інформація в документах зазначається з точністю до одного знака після коми.
Отриманий результат загального обсягу нормативних втрат/витрат газу заокруглюється до меншого цілого числа.
6.6. Розрахунки та документи, що подані Оператором ГРМ, перевіряються НКРЕКП щодо їх відповідності вимогам цієї Процедури.
У разі надання неповного пакета документів, визначеного пунктом 6.2 цієї глави, розрахунки, подані Оператором ГРМ, не розглядаються, про що НКРЕКП повідомляє заявника у письмовій формі протягом 15 робочих днів з дня надходження таких документів до НКРЕКП та повертає їх заявнику.
У разі потреби НКРЕКП може звернутися до Оператора ГРМ щодо надання додаткових пояснень та обґрунтувань, які подаються суб’єктом господарювання до НКРЕКП у визначений нею строк, підписані керівником суб’єкта господарювання.
6.7. За зверненням Оператора ГРМ НКРЕКП може встановити розмір нормативних втрат/витрат газу менший ніж розрахунковий.
6.8. У разі якщо Оператор ГРМ не надав розрахунки обсягів нормативних втрат/витрат газу на наступний період у встановлений термін, НКРЕКП може встановлювати розмір нормативних втрат/витрат газу для цього Оператора ГРМ на рівні обсягів, встановлених на поточний період, зменшених на 15 %.
6.9. НКРЕКП при встановленні розмірів нормативних втрат/витрат природного газу на наступний планований період враховує, що обсяг нормативних втрат/витрат природного газу на наступний період не може перевищувати обсяги фактичних втрат/витрат газу за попередній рік (крім випадків збільшення території місць провадження господарської діяльності).
6.10. Щороку до 25 лютого Оператори ГРМ подають до НКРЕКП звітну інформацію щодо технічного стану газорозподільної системи станом на початок року згідно з додатками 46-48 до цієї Методики.
{Методику доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1311 від 11.08.2021}
Додаток 1 |
ВИМОГИ
щодо випробовування газопроводів та обладнання на герметичність
1. Підземні сталеві та поліетиленові газопроводи всіх тисків, а також наземні та внутрішні сталеві газопроводи низького та середнього тисків на міцність та герметичність випробовуються повітрям. Надземні та внутрішні сталеві газопроводи високого тиску на міцність та герметичність випробовуються повітрям або водою.
2. Результати випробовування на міцність вважаються позитивними, якщо в період випробовування тиск у газопроводах не змінюється (візуальне падіння в межах однієї поділки шкали допускається тільки для манометрів з класом точності не нижче 0,25 та рідкісних манометрів).
Результати випробовувань на герметичність вважаються позитивними, якщо в період випробовувань фактичне падіння тиску в газопроводах не перевищує допустимого тиску і при огляді доступних до перевірки місць не виявлені витоки.
3. Допустиме падіння тиску при випробовуванні на герметичність визначається за формулою
Якщо випробовуваний газопровід складається із ділянок різних діаметрів D1, D2, D3,... Dn, то величина D визначається за формулою
Фактичне падіння тиску в газопроводах ΔPфакт, кПа, за час їх випробовування на герметичність визначається за формулою
де | P1 і P2 | - | надлишковий тиск у газопроводі на початку та в кінці випробовувань за показниками манометра, кПа; |
B1 і B2 | - | те ж за показниками барометра, кПа. |
4. При випробовуванні на герметичність внутрішніх газопроводів середнього (понад 0,1 МПа) і високого тиску на промислових та сільськогосподарських підприємствах, котельнях, підприємствах побутового обслуговування населення виробничого характеру допустима величина падіння тиску ΔPдоп, виражена у відсотках до початкового випробовувального тиску, що визначається за формулою
Якщо газопровід, який випробовується, складається з ділянок газопроводів різних діаметрів, то величина D у формулі 4 визначається за формулою 2.
Фактичне падіння тиску в газопроводі, виражене у відсотках до початкового тиску, визначається за формулою
де | P1 і P2 | - | те саме, що у формулі 3; |
B1, і B2 | - | те саме, що у формулі 3; | |
t1 і t2 | - | абсолютна температура повітря на початку та в кінці випробовування, °C. |
5. Комплексне випробовування здійснюється з параметрами випробовувального тиску, що відповідають нормам для випробовувань на міцність, тривалістю та параметрами допустимого падіння тиску, що відповідають нормам для випробовувань на герметичність.
Комплексне випробовування внутрішніх газопроводів та обладнання внутрішнім об'ємом до 0,01 м3 з максимальним робочим тиском не більше 0,005 МПа слід проводити протягом 5 хвилин, при цьому падіння тиску не повинно перевищувати 0,00002 МПа.
6. Норми випробовувань газопроводів на міцність та герметичність приймаються відповідно до значень наведених у таблиці.
Таблиця. Норми випробувань газопроводів
№ з/п | Тип газопроводу | Вид випробувань | |||
На міцність | На герметичність | ||||
Випробувальний тиск, МПа | Тривалість випробувань, год | Випробувальний тиск, МПа | Тривалість випробувань, год | ||
| Підземні газопроводи | ||||
1 | Газопроводи низького тиску до 0,005 МПа | 0,6 | 1 | 0,1 | 24 |
2 | Газопроводи низького тиску до 0,005 МПа після точки приєднання | 0,1 | 1 | 0,01 | 1 |
3 | Газопроводи середнього тиску від 0,005 до 0,3 МПа | 0,6 | 1 | 0,3 | 24 |
4 | Газопроводи високого тиску від 0,3 до 0,6 МПа | 0,75 | 1 | 0,6 | 24 |
5 | Газопроводи високого тиску від 0,6 до1,2 МПа | 1,6 | 1 | 1,2 | 24 |
| Надземні газопроводи | ||||
6 | Газопроводи низького тиску до 0,005 МПа | 0,3 | 1 | 0,1 | 1 |
7 | Газопроводи низького тиску до 0,005 МПа після точки приєднання | 0,1 | 1 | 0,01 | 1 |
8 | Газопроводи середнього тиску від 0,005 до 0,3 МПа | 0,45 | 1 | 0,3 | 1 |
9 | Газопроводи високого тиску від 0,3 до 0,6 МПа | 0,75 | 1 | 0,6 | 1 |
10 | Газопроводи високого тиску від 0,6 до 1,2 МПа | 1,6 | 1 | 1,2 | 1 |
| Газопроводи та обладнання ГРП | ||||
11 | Газопроводи низького тиску до 0,005 МПа | 0,3 | 1 | 0,1 | 12 |
12 | Газопроводи середнього тиску від 0,005 до 0,3 МПа | 0,45 | 1 | 0,3 | 12 |
13 | Газопроводи високого тиску від 0,3 до 0,6 МПа | 0,75 | 1 | 0,6 | 12 |
14 | Газопроводи високого тиску від 0,6 до 1,2 МПа | 1,6 | 1 | 1,2 | 12 |
| Внутрішні газопроводи | ||||
15 | Газопроводи будинків невиробничого призначення тиском до 0,005 | 0,1 | 1 | 0,005 | 5 хвил. |
16 | Газопроводи будинків виробничого призначення тиском: |
|
|
|
|
до 0,01; | 0,1 | 1 | 0,01 | 1 | |
від 0,01 до 0,3; | 0,45 | 1 | 1,25 МОР | 1 | |
від 0,3 до 0,6; | 0,85 | 1 | - " - | 1 | |
від 0,6 до 1,2 | 1,6 | 1 | - " - | 1 | |
7. Випробовування підземних газопроводів на герметичність виконуються після повної засипки траншеї до проєктних відміток.
До початку випробовувань на герметичність підземні газопроводи після їх заповнення повітрям повинні витримувати випробовувальний тиск протягом часу, необхідного для вирівнювання температури повітря в газопроводі з температурою ґрунту. Мінімальна тривалість витримки газопроводу під тиском, год., встановлюється залежно від умовного діаметра газопроводу:
8. Ділянки підводних та підземних переходів, що прокладаються у футлярах, випробовуються в три стадії:
на міцність - після зварювання переходу або його частини до укладання на місце;
на герметичність - після укладання на місце, повного монтажу та засипання всього переходу;
на герметичність - при остаточному випробовуванні на герметичність усього газопроводу в цілому.
Випробовування на міцність та герметичність коротких однотрубних переходів без зварних стиків допускається робити разом з основним газопроводом.
9. До початку випробовування на герметичність зовнішні надземні газопроводи, а також внутрішні газопроводи, включаючи газопроводи ГРП та ГРУ після їхнього заповнення повітрям, повинні витримувати випробовувальний тиск протягом часу, необхідного для вирівнювання температури повітря всередині газопроводів із температурою навколишнього повітря.
10. Газопроводи низького тиску в житлових та громадських будинках, підприємствах побутового обслуговування населення невиробничого характеру випробовуються на міцність та герметичність на таких ділянках:
на міцність - від вимикаючого пристрою на вводі в будинок до кранів на опусках до газових приладів. При цьому газові прилади повинні бути відключені, а лічильники, якщо вони не розраховані на випробовувальний тиск, замінені перемичками;
на герметичність - від вимикаючого пристрою на вводі в будинок до кранів газових приладів.
При встановленні в існуючих газифікованих житлових та громадських будинках додаткових газових приладів випробовування нових ділянок газопроводу до цих приладів при їх довжині до 5 м допускається робити газом (робочим тиском) після підключення нових ділянок до діючої мережі з перевіркою всіх з'єднань газоіндикаторами або мильною емульсією.
Внутрішні газопроводи промислових та сільськогосподарських підприємств, котелень, підприємств побутового обслуговування населення виробничого характеру випробовуються на ділянці від вимикаючого пристрою на вводі до вимикаючих пристроїв біля газових пальників газифікованого обладнання.
Випробовування газопроводів та обладнання ГРП та ГРУ виконується або в цілому (від вхідної до вихідних засувок) за нормами випробовувального тиску на боці високого тиску, або частинами: до регулятора тиску - за нормами випробовувальних тисків на боці високого тиску; після регулятора тиску - за нормами випробовувального тиску на боці низького тиску.
11. За наявності в газифікованих теплових агрегатах приладів автоматики випробовування газопроводів на міцність виконується до запірного пристрою, установленого на відгалуженні від загального (цехового) газопроводу до такого агрегату. Прилади автоматики випробовуються лише на герметичність робочим тиском разом із газопроводом.
Додаток 9 |
ОБСЯГИ
нормативних втрат природного газу QВ5 за відповідний період, що виникають унаслідок різних метрологічних характеристик засобів вимірювальної техніки, що використовуються на вході в ГРМ та на виході з ГРМ на об’єктах споживачів
{Додаток 9 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1311 від 11.08.2021}
Додаток 15 |
АНАЛІТИЧНІ ЗАЛЕЖНОСТІ
для обчислення питомих значень нормативних витрат природного газу
1. Ці Аналітичні залежності розроблені таким чином, що результат визначення обсягу виробничо-технологічних витрат за кожною складовою отримується у м3 за стандартних умов (згідно з ГОСТ 2939-63) (далі за текстом - м3).
2. Питомі виробничо-технологічні витрати газу QВит1пит.ст. та QВит1пит.пл. для забезпечення продування та заповнення новозбудованих стальних та поліетиленових газопроводів газом обчислені за формулою
де | Vтр | - | геометричний об'єм 1 км газопроводу, м3; |
Tг | - | абсолютна температура газу (Tг = 273,15 + tг), К; | |
tг | - | температура газу, °C; | |
Pг | - | абсолютний робочий тиск газу в газопроводі (Pг = Pб + Pг.н), Па; | |
Pб | - | барометричний тиск, Па; | |
Pг.н | - | надлишковий тиск газу, Па; | |
Pпр | - | абсолютний тиск газу в газопроводі при продуванні (Pпр=Pб + Pпр. н), Па; | |
Pпр. н | - | надлишковий тиск газу при продуванні, Па; | |
Кпр | - | коефіцієнт, який ураховує надлишок об'єму газу для продування газопроводу; | |
Pс, Tс | - | тиск та температура стандартних умов (Pс=101325 Па, Tс=293,15 К). |
На основі досвіду експлуатації газорозподільних мереж встановлено, що максимальне значення коефіцієнта надлишку продувки Кпр = 1,3.
Ураховуючи, що для газопроводів низького тиску тиск продування дорівнює робочому тиску газу Pпр = Pг, формула 1 цих Аналітичних залежностей набуває вигляду
Геометричний об'єм 1 км газопроводу визначають за формулою
де | D | - | Граничні обсяги питомих виробничо-технологічних витрат газу QВит1пит.ст. та QВит1пит.пл., отримані за формулами 1 та 2 цих Аналітичних залежностей для стальних та поліетиленових газопроводів, наведені, відповідно, у додатках 10 та 11 до цієї Методики. |
3. Питомі виробничо-технологічні витрати газу QВит2пит.ст. та QВит2пит.пл. під час зниження надлишкового тиску в газопроводах, подальшого їх продування і заповнення для стальних та поліетиленових газопроводів визначені за формулою
де | Pмін | - | мінімальний тиск у газопроводі після його зниження (Pмін = Pб + Pмін.н), Па; |
Pмін.н | - | надлишковий мінімальний тиск газу, Па; |
усі інші позначення відповідають позначенням у формулі 1 цих Аналітичних залежностей.
Для газопроводів низького тиску за умови, що мінімальний тиск, тиск продування та робочий тиск газу є рівними Pмін = Pпр = Pг, формула 4 цих Аналітичних залежностей набуває вигляду
Геометричний об'єм 1 км газопроводу обчислюють за формулою 3 цього додатка.
Граничні обсяги питомих виробничо-технологічних витрат газу QВит2пит.ст., QВит2пит.пл., отримані за формулами 4 та 5 цього додатка для стальних та поліетиленових газопроводів, наведені, відповідно, у додатках 12 та 13 до цієї Методики.
4. Питомі виробничо-технологічні витрати газу на проведення продування, заповнення, регулювання та настроювання обладнання новозбудованих ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП, після капітального ремонту та реконструкції QВит4пит. обчислюють за залежностями:
при співвідношенні барометричного тиску та абсолютного тиску газу на вході продувної свічки Pб = Pг > 0.54 (абсолютний робочий тиск газу Рг менший 190 кПа) за формулою
при співвідношенні барометричного тиску та абсолютного тиску газу на вході продувної свічки Pб/Pг > 0.54 (абсолютний робочий тиск газу Рг рівний чи більший 190 кПа) за формулою
де | d | - | внутрішній діаметр продувного трубопроводу (свічки), м; |
Pг | - | абсолютний тиск газу на виході ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП під час налагодження обладнання, Па; | |
Pб | - | барометричний тиск, Па; | |
Tг | - | абсолютна температура газу, К; | |
ρс | - | густина газу за стандартних умов, кг/м3; | |
tналаг. | - | час продування, годин. Час продування залежить від місткості устаткування ГРП, ГРПБ, ГРУ, ШРП і досягає 0,2 години. |
Формули 6 та 7 цих Аналітичних залежностей отримані на основі рівнянь (Сен-Венана-Ванцеля) докритичного та критичного витікання з урахуванням коефіцієнта витікання газу через циліндричне сопло (насадку) та опору продувного трубопроводу (свічки). Значення постійних коефіцієнтів у формулах 6 та 7 цих Аналітичних залежностей отримані на основі значень тиску та температури стандартних умов (Рс, Тс), усереднених значень показника адіабати та коефіцієнта стисливості газу, усередненого значення коефіцієнта витікання, інших констант.
{Додатки 22-29} {Додатки 30-31} {Додатки 32-38} {Додатки 39-45} {Додатки 46-48}
{Методику доповнено додатками 22-48 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1311 від 11.08.2021}
ЗАТВЕРДЖЕНО |
ЗМІНИ
до деяких постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг
1. У Кодексі газорозподільних систем, затвердженому постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 вересня 2015 року № 2494, зареєстрованому в Міністерстві юстиції України 06 листопада 2015 року за № 1379/27824:
1) пункт 4 глави 1 розділу I після абзацу шістдесят першого доповнити новим абзацом шістдесят другим такого змісту:
"понаднормовані втрати - різниця між фактичними та нормативними виробничо-технологічними втратами/витратами природного газу в газорозподільній системі або її елементах за підсумками певного проміжку часу;".
У зв'язку з цим абзаци шістдесят другий-вісімдесят восьмий вважати відповідно абзацами шістдесят третім-вісімдесят дев'ятим;
2) у главі 6 розділу III:
пункт 2 викласти в такій редакції:
"2. Річні розміри нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу для кожного оператора газорозподільної системи, які враховуються при встановленні тарифів на послуги розподілу природного газу, визначаються згідно з Методикою визначення розмірів нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу при здійсненні розподілу природного газу, затвердженою постановою НКРЕКП від 06.11.2020 № 2033.";
пункт 4 доповнити новим абзацом першим такого змісту:
"4. Об'єм (обсяг) фактичних виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу складається з нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат, а також понаднормованих втрат природного газу, які виникають під час переміщення природного газу газорозподільною системою.".
У зв'язку з цим абзаци перший та другий вважати відповідно абзацами другим та третім;
3) у розділі IX:
у главі 1:
абзац другий пункту 3 після слів "стандартних умов" доповнити символами, словами та знаками "(виключно у випадку обліку природного газу, використаного споживачем, що не є побутовим)";
у пункті 4:
в абзаці другому слова "втрат і витрат природного газу" замінити словами та знаком "нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу";
абзац третій викласти в такій редакції:
"Розрахунки нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу здійснюються відповідно до Методики визначення розмірів нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу при здійсненні розподілу природного газу, затвердженої постановою НКРЕКП від 06.11.2020 № 2033.";
в абзаці четвертому слова "втрат і витрат природного газу" замінити словами та знаком "нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу";
в абзаці другому пункту 2 глави 2 слова "втрат та витрат природного газу" замінити словами та знаком "нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу";
у главі 3:
в абзаці другому пункту 1 слова "втрат та витрат природного газу" замінити словами та знаком "нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу";
в абзаці другому пункту 8 слова "втрат і витрат природного газу" замінити словами та знаком "нормативних та виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу";
2. Пункт 5.3 розділу V Типового договору розподілу природного газу, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 вересня 2015 року № 2498, зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 06 листопада 2015 року за № 1384/27829, викласти в такій редакції:
"5.3. При здійсненні обліку спожитого природного газу побутовим Споживачем за розрахункову одиницю розподіленого та спожитого природного газу беруться кубічні метри (м куб.) природного газу, визначені відповідно до фактичних показів лічильника природного газу або відповідно до норм споживання природного газу, затверджених постановою Кабінету Міністрів України.
При здійсненні обліку спожитого природного газу Споживачем, що не є побутовим, за розрахункову одиницю розподіленого та спожитого природного газу береться один кубічний метр (м куб.) природного газу, приведений до стандартних умов згідно з вимогами, визначеними в Кодексі газорозподільних систем.
У разі виявлення порушень вимог Кодексу газорозподільних систем при обліку спожитого природного газу побутовим Споживачем та Споживачем, що не є побутовим, за розрахункову одиницю розподіленого та спожитого природного газу беруться об'єми природного газу, які нараховуються згідно з вимогами Кодексу газорозподільних систем.".
