Утверждаю Заместитель Министра энергетики Российской Федерации

П.Ю.Сорокин

«24    »    ЛИПОИДА_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 (ГГ1А): 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

Таблица 1. Типовые источники образовании технологических потерь природного газа при транспортировке по магистральным газопроводам___________

Источник образования потерь (технологический процесс) Источник технологических потерь Вид технологических потерь Компрессорные станции: Газоперекачивающий агрегат (ГПЛ): Продувка контура центробежного компрессора (ЦБК) Свеча обвязки ЦБК Потери газа при плановых пусках ГПА Опорожнение контура нагнетателя и технологических коммуникаций Свеча обвязки ЦБК Потери газа при плановых остановках ГПА Система уплотнения ЦБК Свеча газоотделителя системы уплотнения ЦБК Потери газа из системы уплотнения ЦБК (если предусмотрено паспортом на ЦБК) Технологические аппараты и коммуникации КЦ: Продувка пылеуловителей, конденсатосборников, сепараторов и др. Свеча оборудования Потери газа при продувке аппаратов КЦ Проверка срабатывания предохранительных сбросных клапанов (ПСК) и устройств КИПиА Свеча ПСК и устройств КИПиА Потери газа из КИПиА и предохранительной аппаратуры Управление силовым пневмоприводом запорной арматуры и кранов-регуляторов Сбросные клапаны приводов запорной арматуры Потери газа при управлении силовым пневмоприводом запорной арматуры и кранов-регуляторов Работа запорно-регулирующей арматуры на КС Свечи Потери газа из ЗРА (если предусмотрено паспортом на ЗРА) Отбор проб Пробоотборники Потери газа при отборе проб в соответствии с утвержденной технологической схемой в составе проектной документации

продолжение таблицы 1.

Источник образования потерь (технологический процесс) Источник технологических потерь Вид технологических потерь ^Линейная часть магистрального газопровода: Продувка аппаратов ЛЧ Свеча оборудования Потери газа при продувке аппаратов Управление силовым приводом запорной арматуры Сбросные клапаны приводов запорной арматуры Потери газа при управлении силовым пневмоприводом кранов (в соответствии с паспортом оборудования) Работа запорно-регулирующсй арматуры на ЛЧ Свечи Потери газа из ЗРА (в соответствии с паспортом на ЗРА) Подготовка газопровода к капитальному ремонту Свечи Потери остаточного количества газа после выполнения мероприятий по освобождению магистрального газопровода перед проведением капитального ремонта (Газораспределительные станции: Управление силовым приводом запорной арматуры Сбросные клапаны приводов запорной арматуры Потери газа при управлении силовым пневмоприводом кранов (в соответствии с паспортом оборудования) Продувка соединительных линий КИПиА, систем автоматики и телемеханики на ГРС. Проверка срабатывания предохранительных сбросных клапанов (ПСК) Сбросные клапаны на соединительных линиях. Свеча ПСК. Потери газа из КИПиА и предохранительной аппаратуры Работа пневморе1-уляторов, пневмоустройств Свечи оборудования Потери газа при работе пневморегуляторов, пневмоустройств (в соответствии с паспортом оборудования) Продувка аппаратов на ГРС, дренажей УСБ и импульсных линий отбора газа на датчики давления и перепада давления ^ Свеча оборудования Потери газа при продувке аппаратов, дренажей УСБ и импульсных линий Работа запорно-регулирующей арматуры на ГРС Свечи Потери газа из ЗРА (если предусмотрено паспортом на ЗРА) Отбор проб Пробоотборники Потери газа при отборе проб в соответствии с утвержденной технологической схемой в составе проектной документации

продолжение таблицыJ.

Источник образования потерь (технологический процесс) Источник технологических потерь Вид технологических потерь Газоизмсритсльные станции: Управление силовым приводом запорной арматуры Сбросные клапаны приводов запорной арматуры Потери газа при управлении силовым пневмоприводом кранов (в соответствии с паспортом на запорную арматуру) Работа пневморегуляторов, пневмоустройств Свечи оборудования Потери газа при работе пневморегуляторов, пневмоустройств (в соответствии с паспортом на оборудование) Продувка дренажей УСБ и импульсных линий отбора газа на датчики давления и перепада давления Свеча оборудования Потери газа при продувке дренажей УСБ и импульсных линий Работа запорно-регулирующей арматуры на ГИС Свечи Потери газа из ЗРА (если предусмотрено паспортом на ЗРА) Отбор проб Пробоотборники Потери газа при отборе проб в соответствии с утвержденной технологической схемой в составе проектной документации

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

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

Количество технологических потерь природного газа на ГРС (Пп»с) определяется как сумма технологических потерь природного газа на источниках потерь ГРС.

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

Количество технологических потерь природного газа в линейно-производственном управлении магистрального газопровода (ЛИ У МГ) в планируемый период (Q;iny мг)» рассчитывается по формуле:

Плпу мг^Пкс+Плч+Пррс+Пгис    (2.1)

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

П_го ⁼ ^ ^япу мг,    (2-2)

i=i

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

где,

Пгпл кц, “ потери природного газа при плановых пусках ГПА, тыс.м³; ^пгпа кц. ~ потери природного газа при плановых остановках ГПА, тыс.м³;

Nru - количество КЦ на КС, шт.;

П_щ - потери природного газа по i-му компрессорному цеху, тыс.м³

рассчитывают по следующей формуле:

(3.2)

где,

П]^ - потери природного газа при управлении силовыми пневмоприводами запорной арматуры и кранов-регуляторов в КЦ, тыс.м³;

nJJJ - потери природного газа при продувках аппаратов КЦ, тыс.м³;

П[£_к ~ потери природного газа из системы уплотнения ЦБК, согласно

паспортным данным оборудования, тыс.м³;

n[JJ - потери природного газа при проверке работоспособности

предохранительных клапанов в КЦ, тыс.м³;

Пкип “ потери природного газа при обслуживании КИПиА, тыс.м³;

- потери природного газа из ЗРА, если это предусмотрено паспортом завода-изготовителя, тыс.м³;

П£|5 -потери природного газа при отборе проб для аналитического контроля, если это предусмотрено утвержденной технологической схемой КЦ в соответствии с проектной документацией, тыс.м³.

3.1.1. Потери природного газа при плановых пусках ГПА

Технологические потери природного газа при пуске КЦ после его плановой остановки в соответствии с утвержденной технологической схемой в составе проектной документации и плановых пусках ГПА в соответствии с требованиями

завода-изготовителя при необходимости продувки контура ЦБК, если контур нагнетателя не заполнен газом, определяют по формуле:

•vJoVio-’ + ^-v^mo-’) +i(3[v_UBlti+v™].io-⁵ NS“_iaii) (3.3)

где,

V& - геометрический объем технологических коммуникаций КЦ согласно утвержденной технологической схеме в составе проектной документации, продуваемый после плановой остановки КЦ, м³;

Прав - количество работающих ГПА, требуемое для обеспечения транспорта газа согласно утвержденной технологической схеме КЦ в составе проектной документации;

^цбк > V- - соответственно геометрический объем контура i-ro ЦБК

согласно паспортным данным и технологических коммуникаций одного ГПА согласно утвержденной технологической схеме КЦ в составе проектной документации, м³;

3 - коэффициент, учитывающий необходимые условия для безопасного выполнения работ;

п - количество ГПА, шт.;

Ытл кц “ количество пусков i-ro ГПА после планового технического обслуживания и ремонта, определяемое согласно план-графика ТОиР ГПА на планируемый год в соответствии с требованиями завода-изготовителя по наработке часов двигателя и нагнетателя.

3.1.2. Потери природного газа при плановых остановках ГПА

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

tJJJ» ^ком ~ температура газа на выходе соответственно из КЦ и технологических коммуникаций ЦБК, °С.

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

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

3.1.3. Потери природного газа при управлении силовыми пневмоприводами запорной арматуры и кранов-регуляторов

Технологические потери природного газа при управлении силовыми пневмоприводами запорной арматуры и кранов-регуляторов в случае использования природного газа без дополнительной системы его подготовки в качестве «импульсного»; определяют по формуле:

П£ = I(qnP,-N_np/10-^]) + X(qK_Pl 'V Ю’)    (3.7)

i-1    М

где,

Япр - объем газа, стравливаемого в атмосферу из силового пневмопривода при

одном срабатывании крана в соответствии с паспортом завода-изготовителя, м³;

Nnp - количество срабатываний привода крана за планируемый период;

п_пр - количество силовых пневмоприводов в КЦ в соответствии с проектной документацией, шт.;

- расход газа при работе i-ro крана регулятора в соответствии с

паспортными данными изделия, м³/ч;

^ткр ~ время работы крана-регулятора за планируемый период, ч; п_кр - количество кранов регуляторов в КЦ в соответствии с проектной документацией, шт.

3.1.4. Потери природного газа при продувках аппаратов КЦ

Технологические потери природного газа при продувке аппаратов КЦ (пылеуловителей, фильтров-сепараторов, адсорберов, сепараторов, ресиверов и др.) определяются по формуле:

nSi^.-N^q-    (3.8)

i»l    i«l

где,

- количество продувок i-ro аппарата за планируемый период в соответствии с требованиями технической документации по режиму работы и безопасному обслуживанию аппаратов КЦ (при отсутствии на аппаратах автоматического сброса жидкости количество продувок принимается таким же, как и с автоматическим сбросом жидкости);

Пап - количество аппаратов в КЦ в соответствии с проектной документацией,

шт.;

Яап ” объем природного газа, необходимый для продувки i-ro аппарата, при отсутствии автоматического сброса жидкости, тыс.м³, рассчитывают по формуле:

I

[ 2) Г.ИЁк.р ,х . ; 2к Тст U+iJ 1 4 А ч> ‘"р \1 (k + ОРстТап^АП Р„

где,

к - показатель адиабаты природного газа;

d_c, - внутренний диаметр свечи или продувочного трубопровода, м;

Р_ср - среднее давление природного газа в аппарате, МПа; т_пр - время одной продувки аппарата, согласно технологического регламента (но не более 5 сек.), с;

Рст - плотность природного газа при стандартных условиях, кг/м³;

Тдп - температура газа в аппарате при проведении продувки, К;

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

Z_An - коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении и температуре в

аппарате;

Р_ет - атмосферное давление, равное Р_аг=0,1013 МПа.

В случае наличия автоматического сброса жидкости из аппаратов, для определения технологических потерь природного газа при дегазации жидкости после их сброса, следует использовать формулу:

qiS:=Q.(r₂-r,)10-    (ЗЛО)

где,

Q„ - количество воды, сбрасываемой из аппаратов и подвергаемой дегазации, м³/год;

^г1» ^г2 ~ растворимость углеводородных газов в дистиллированной воде соответственно при атмосферном давлении (см. таблицу 3.1) и давлении перед емкостью для сброса жидкости (см. таблицу 3.2), м³/м³ жидкости;

к - коэффициент Сеченова, учитывающий изменение растворимости газа при наличии солей (коэффициент высаливания) определяемый по таблице 3.3;

с - концентрация солей в сбрасываемой воде, определяемая по анализам аккредитованной химической лаборатории, г-экв/л.

Растворимость природного газа в жидкости принимают по проектным или справочным данным, вычисляют с помощью термодинамических расчетов или экспериментально, а в отдельных случаях используют эмпирические зависимости.

Таблица 3.1— Растворимость газов в дистиллированной воде при атмосферном

Газ г-г-_--j—--, Растворимость газов в дистиллированной воде гь м /м , при температуре 0°С 20°С 40ЦС 60°С Метан 0,05563 0,03376 0,02369 0,01954 | Этан 0,09874 0,04724 0,02915 0,02177

Таблица 3.2 - Растворимость газов при 40°С в дистиллированной воде.

Наименование газа Растворимость газов в дистиллированной воде r2, mj/mj, при давлении 2,5 МПа 5,0 МПа 7,5 МПа 10,0 МПа Метан 0,60 1,10 1,52 1.95 Этан 0,57 0,87 0,97 1,00

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.

Таблица 3.3- Коэффициенты Сеченова для метана, растворенного в водных растворах хлористого натрия.____________ 1    Температура,    °С    |    Коэффициент    Сеченова

— 0 _1_ 0Д65 | 20 0,141 40 0,127 60 | 0,119 80 0,116 LZ 100 1 0,116

3.1.5. Потери природного газа из системны уплотнения ЦБК

Технологические потери природного газа из системы уплотнения ЦБК П^_к ,

тыс.м³ согласно руководству по эксплуатации уплотнений и с учетом паспортных данных оборудования определяют по формуле:

Па-Йч^-т^Ц-ИГ»    (3.11)

|в|

где,

^хгпа ~ время работы ГПА с гидравлической системой уплотнения в планируемом периоде, ч;

п_м._г - количество ГПА с гидравлической системой уплотнения в соответствии с проектной документацией, шт.;

- расход природного газа в ГПА с гидравлической системой уплотнения «масло-газ», м³/ч принимают согласно паспортным данным завода-изготовителя.

3.1.6. Потери природного газа при проверке работоспособности предохранительных клапанов в КЦ

Технологические потери природного газа при проверке работоспособности предохранительных клапанов в КЦ определяют по формуле:

П£ = 2(ЧпкНпД    (3-12)

ы

где,

NnK ~ количество проверок одного предохранительного клапана, согласно паспортным данным завода-изготовителя ПК, шт.;

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;
УГ1ТПИГ	- установка подготовки топливного, пускового и импульсного газа;
УСБ	- устройство сужающее быстросъемное;
ЦБК	- центробежный компрессор;

1. Общие положения

1.1.    Расчет количества технологических потерь природного газа при транспортировке трубопроводным транспортом на планируемый период осуществляется в тыс. м³ при стандартных условиях - температуре газа 7^=293,15 К, абсолютном давлении газа PaT=0,1013 МПа.

1.2.    Подготовка материалов по обоснованию технологических потерь природного газа для утверждения нормативов технологических потерь в плановом периоде субъектами хозяйственной деятельности осуществляется на основе утвержденных проектных документов и нормативных документов, регламентирующих технологический процесс транспортировки, а также положений стандартов, являющихся обосновывающими документами неизбежности технологических потерь:

-    технологическая часть утвержденной проектной документации;

-    технологические схемы утвержденной проектной документации;

-    технологические карты, в том числе технологических режимов;

-    технологические регламенты работы КС, КЦ, ЛЧ, ГРС, ГИС и др.;

-    материальный баланс из проектной документации;

-    документация заводов-изготовителей, в том числе паспорта, регламентирующие эксплуатацию технологического оборудования;

-    результаты лабораторных испытаний природного газа;

-    документы, подтверждающие параметры природного газа при определении количества технологических потерь природного газа.

1.3.    Расчеты технологических потерь природного газа осуществляются по каждому конкретному источнику (группе источников) технологических потерь с использованием результатов измерений и данных лабораторных испытаний, на основании инвентаризации источников технологических потерь.

По объектам капитального строительства и реконструкции могут использоваться расчеты технологических потерь в составе проектной документации.

1.4.    Инвентаризация источников технологических потерь осуществляется в соответствии с проектной документацией на магистральный трубопровод и

фактическим наличием эксплуатируемого технологического оборудования (сооружений). Законсервированное, резервное или аварийное оборудование (сооружения) не учитывается при определении технологических потерь.

1.5.    На основании расчетов количества технологических потерь природного газа по каждому источнику (группе источников) технологических потерь составляется ведомость технологических потерь по объекту образования технологических потерь и сводная ведомость по газотранспортному обществу.

1.6.    Пробы газа отбираются по ГОСТ 31370-2008 «Газ природный. Руководство по отбору проб».

1.7.    Коэффициент сверхсжимаемости природного газа определяется но ГОСТ 30319.2-2015 или ГОСТ 30319.3-2015.

1.8.    Показатель адиабаты природного газа определяется по ГОСТ 30319.3-

2015.

1.9.    Показатели, применяемые в формулах для расчета технологических потерь природного газа (кроме общепринятых) подтверждаются документами (например, актами проведенных испытаний и т.п.).

2. Технологические потери природного газа при транспортировке магистральным трубопроводом

2.1. Технологические потери природного газа подразделяют на следующие

виды:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

а)    потери газа при плановых пусках ГПА;

б)    потери газа при плановых остановках ГПА;

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

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

д)    потери газа из системы уплотнения ЦБК;

е)    потери газа из КИПиА и предохранительной аппаратуры;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

б)    потери газа из КИПиА и предохранительной аппаратуры;

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

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

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

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

ж)    потери газа из ЗРЛ, если это предусмотренно паспортом оборудования.

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

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

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

в)    потери газа при проверке работоспособности предохранительных клапанов;

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

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

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

К технологическим потерям при транспортировке магистральным газопроводом не относятся:

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

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

-    потери природного газа, произошедшие при производстве аварийновосстановительных работ;

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

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

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

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

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

-    очистка внутренней полости и внутритрубной технической диагностики действующих газопроводов;

-    ликвидация аварий и гидратных пробок;

-    ремонт и реконструкция труб на линейной части МГ;

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

-    заправка одоризационных и метанольных установок;

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

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