Hotărîre nr.398 din 31.12.2010 cu privire la aprobarea Metodologiei de calcul al consumurilor tehnologice şi al pierderilor tehnice de gaze naturale în reţelele de distribuţie

AGENŢIA NAŢIONALĂ PENTRU
REGLEMENTARE ÎN ENERGETICĂ

H O T Ă R Î R E

cu privire la aprobarea Metodologiei de calcul al consumurilor

tehnologice şi al pierderilor tehnice de gaze naturale

în reţelele de distribuţie

nr. 398  din  31.12.2010

 (în vigoare 21.01.2011) 

Monitorul Oficial nr.16-17 art.72 din 21.01.2011

* * *

Abrogat: 01.01.2023

Hotărîrea ANRE nr.938 din 16.12.2022

În conformitate cu prevederile art.7-9 din Legea nr.123-XVIII din 23 decembrie 2009 cu privire la gazele naturale (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2010, nr.23-24, art.31), Consiliul de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică,

HOTĂRĂŞTE:

1. Se aprobă Metodologia de calcul al consumurilor tehnologice şi al pierderilor tehnice de gaze naturale în reţelele de distribuţie, în redacţie nouă (conform Anexei).

2. Se abrogă Hotărîrea Consiliului de administraţie al ANRE nr.33 din 06.02.2001 privind aprobarea Metodologiei de calcul al consumurilor tehnologice şi al pierderilor tehnice de gaze naturale în reţelele de distribuţie (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2001, nr.19-20, art.67).

3. Direcţia reglementări şi licenţiere va monitoriza aplicarea de către participanţii la piaţa gazelor naturale a prevederilor Metodologiei aprobate.

Aprobat:

prin Hotărîrea Consiliului

de administraţie al ANRE

nr.398 din 31 decembrie 2010

METODOLOGIA

de calcul al consumurilor tehnologice şi al pierderilor tehnice

de gaze naturale în reţelele de distribuţie

I. EXIGENŢE GENERALE

1. Metodologia de calcul al consumurilor tehnologice şi al pierderilor tehnice de gaze naturale în reţelele de distribuţie (în continuare Metodologie) are ca scop stabilirea unei metode unice de calculare, determinare, ajustare şi aprobare a consumurilor tehnologice şi a pierderilor tehnice de gaze naturale în reţelele de distribuţie a gazelor naturale, în continuare pierderi normative.

2. Prezenta Metodologie stabileşte:

1) Exigenţe generale;

2) Structura pierderilor normative;

3) Modul de calculare şi de determinare a pierderilor normative;

4) Măsuri de reducere a consumurilor tehnologice şi a pierderilor tehnice de gaze naturale în reţelele de distribuţie a gazelor naturale;

5) Modul de ajustare şi de reglementare a pierderilor normative pentru perioada de valabilitate a Metodologiei.

3. Prezenta Metodologie se aplică de întreprinderile de gaze naturale la calcularea şi la determinarea pierderilor normative de gaze naturale în reţelele şi în instalaţiile de gaze naturale, care:

1) sînt în proprietatea sau în folosinţa întreprinderilor de gaze naturale;

2) sînt în proprietatea consumatorilor casnici şi noncasnici şi sînt amplasate între punctul de delimitare şi PMG. Acestea se specifică în contractele de furnizare a gazelor naturale şi în contractele de deservire a reţelelor de gaze naturale şi se achită de consumatori finali, cu excepţia consumatorilor casnici.

4. Mecanismul aplicat la calcularea, determinarea, ajustarea şi aprobarea pierderilor normative se bazează pe următoarele criterii:

1) alimentarea fiabilă a consumatorilor cu gaze naturale la costuri reale, strict necesare pentru distribuţia şi furnizarea gazelor naturale consumatorilor;

2) acoperirea costurilor întreprinderilor de gaze naturale, necesare pentru desfăşurarea normală a activităţii reglementate;

3) executarea complexului de măsuri pentru asigurarea securităţii în sistemul de gaze naturale şi pentru protecţia mediului ambiant.

5. În prezenta Metodologie sînt utilizate abrevieri cu următorii termeni şi definiţii:

SRM – staţie de reglare măsurare gaze naturale;

PRM – punct de reglare măsurare gaze naturale;

PMG – punct de măsurare gaze naturale;

SES – supapă de evacuare de siguranţă;

SOS – supapă obturatoare de siguranţă;

SP – staţie de predare.

II. STRUCTURA PIERDERILOR NORMATIVE

6. Pierderile reale reprezintă diferenţa dintre cantitatea de gaze naturale, primită de întreprinderea de gaze naturale de la furnizor şi cantitatea de gaze furnizată consumatorilor finali. Pierderile normative reprezintă cantitatea de gaze naturale calculată în conformitate cu prezenta Metodologie. În cazul în care, pierderile reale sînt mai mari, decît cele normative, aprobate de Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică (în continuare Agenţie), acestea se consideră pierderi supranormative.

7. La distribuţia gazelor naturale în reţelele şi în instalaţiile de gaze naturale se produc două categorii de pierderi normative – reale şi aparente.

8. Din componenţa pierderilor normative reale fac parte:

1) Pierderi de gaze naturale la exploatarea SRM şi/sau PRM, în componenţa cărora se includ:

a) Pierderi cauzate de neetanşeitatea conductelor şi a utilajului SRM şi/sau a PRM;

b) Pierderi la repararea şi profilaxia SRM şi/sau a PRM;

c) Pierderi la blocarea supapelor de siguranţă de evacuare de la SRM şi/sau de la PRM;

2) Pierderile în reţelele exterioare de distribuţie a gazelor naturale în componenţa cărora se includ:

a) Pierderile rezultate din neetanşeitatea reţelelor de gaze naturale;

b) Pierderile la purjarea conductelor subterane de gaze naturale;

c) Pierderile de gaze naturale la repararea şi la profilaxia reţelelor de gaze naturale;

3) Pierderile de gaze naturale în reţelele şi în instalaţiile de gaze naturale ale consumatorilor finali, proprietari ai reţelelor de gaze naturale;

4) Consumuri de gaze naturale pentru necesităţile tehnologice ale întreprinderii de gaze naturale din care fac parte:

a) Consumul tehnologic de gaze naturale pentru încălzirea încăperilor SRM, PRM şi/sau PMG;

b) Consumul de gaze naturale pentru cabinetele tehnice;

c) Consumuri de gaze naturale pentru aparatajul special din laboratoarele chimice;

d) Consumuri de gaze naturale pentru standuri şi machete în funcţiune la poligoanele de învăţămînt-treining;

9. Din componenţa pierderilor aparente de gaze naturale fac parte:

1) Pierderi aparente cauzate de erorile constructive ale echipamentelor de măsurare instalate la consumatorii finali;

2) Pierderile de gaze naturale cauzate de erorile echipamentelor de măsurare ale operatorului de reţea;

3) Pierderi cauzate de pe corectarea condiţiilor de stare;

4) Pierderi rezultate la blocarea supapelor de siguranţă de la SP.

10. Nu se consideră pierderi normative şi nu se includ în componenţa acestora, pierderile de gaze naturale accidentale, deoarece funcţiile principale şi obligatorii ale întreprinderilor de gaze naturale sînt asigurarea funcţionării normale, fără avarii şi în deplină siguranţă a reţelelor şi a instalaţiilor de gaze naturale.

III. MODUL DE CALCULARE ŞI DE DETERMINARE

A PIERDERILOR NORMATIVE

A. Pierderi normative reale de gaze naturale

11. Pierderile de gaze naturale la exploatarea SRM şi/sau PRM se vor calcula pentru fiecare din componente şi anume:

1) Pierderile normative de gaze naturale cauzate de neetanşeitatea conductelor şi a utilajului SRM şi/sau PRM.

Conform exigenţelor în vigoare ale Normativului în construcţii NCM G.05.01-2006 (pct.10.5.9, tabelul 17) în procesul de recepţie în exploatare, reţelele de gaze naturale şi utilajul SRM şi/sau PRM sînt supuse încercării la etanşeitate pe parcursul a 12 ore, căderea admisibilă de presiune fiind limitată faţă de valoarea iniţială a presiunii de încercare (Anexa nr.1 la Metodologie).

Pierderile de gaze naturale cauzate de neetanşeitatea conductelor şi a utilajului SRM şi/sau al PRM se calculează conform relaţiei:

unde:

ΔV – este volumul de gaze naturale rezultat al neetanşeităţii reţelelor de gaze naturale din SRM şi/sau PRM într-o oră, în m³/h;

V – volumul cavităţii reţelelor de gaze naturale din SRM şi/sau PRM în m³;

ΔP – căderea admisibilă a presiunii gazelor naturale prin cavitatea reţelelor de gaze naturale a SRM şi/sau PRM verificate la etanşeitate în P_a în conformitate cu cerinţele NCM G.05.01-2006 (poate fi utilizată din Anexa nr.1 la Metodologie);

P_verif. – presiunea excedentară de verificare în P_a (poate fi utilizată din Anexa nr.1 la Metodologie);

P_a – presiunea atmosferică în P_a; P_a = 101325 P_a;

P – presiunea excedentară a gazelor în Pa;

μ_a – viscozitatea aerului în P_a × sec; μ_a = 17,179 × 10^-6 P_a × sec;

μ – viscozitatea gazelor naturale în P_a × sec.; (se determină conform GOST 30319.1 – 96 "Gaze naturale. Metode de calcul a proprietăţilor fizice. Determinarea proprietăţilor fizice a gazelor naturale, a componentelor acestora şi produselor de prelucrare a acestora"), μ = 10,7 × 10^-6 P_a × sec.;

t – timpul de verificare a cavităţii reţelelor de gaze naturale în ore (pot fi utilizate datele din Anexa nr.1 la Metodologie);

Volumul cavităţii reţelelor de gaze naturale din SRM şi/sau din PRM se determină cu formula:

unde:

V – volumul cavităţii reţelelor de gaze naturale în m³;

l – lungimea segmentului în m al reţelei de gaze naturale SRM sau PRM;

d – diametrul mediu al reţelei de gaze naturale în m;

π = 3,14;

Pentru reţelele de gaze naturale din SRM şi/sau PRM compuse din segmente cu diametre diferite, diametrul mediu al reţelelor de gaze naturale se determină cu formula:

unde:

d – diametrul mediu al reţelei de gaze naturale în m;

d₁, d₂, d_n – diametrele convenţionale ale segmentelor reţelelor de gaze naturale în m;

l₁, l₂, l_n – lungimile segmentelor reţelelor de gaze naturale cu diametrul respectiv în m;

2) Pierderi normative de gaze naturale la reparaţia şi profilaxia SRM şi/sau PRM.

În procesul de exploatare a SRM şi/sau a PRM apare necesitatea efectuării lucrărilor de reparare şi de profilaxie, care necesită de etanşarea utilajului şi a aparatajului tehnologic. În acest caz, pierderile posibile de gaze naturale provin din cauza întreruperii alimentării cu gaze naturale a consumatorilor finali şi cantitativ se vor exprima prin debitul de gaze naturale necesar pentru umplerea branşamentelor şi a conductelor la purjarea lor, după finalizarea lucrărilor de reparare şi de profilaxie a SRM şi/sau a PRM. Pierderi de gaze naturale apar, de asemenea, şi la ajustarea la parametrii de lucru a utilajului SRM şi/sau PRM, precum şi la verificarea funcţionării acestuia la diverse regimuri de lucru.

La calcularea pierderilor este necesar să se ia în consideraţie condiţiile de realizare ale acestor lucrări. De aceea, la calcularea acestor pierderi se va ţine cont că la întreprinderile de gaze naturale cu structura inelară a reţelelor de gaze naturale de presiune joasă şi alimentare sincronică, de la cel puţin două SRM şi/sau PRM, pierderile de gaze naturale la repararea şi la profilaxia SRM şi/sau PRM practic sînt nule. Astfel de pierderi sînt caracteristice şi apar cel mai frecvent în cazurile reţelelor de gaze naturale ramificate (radiale), alimentate de la un singur SRM sau PRM. În acest caz, cantitatea de gaze naturale necesară pentru purjarea reţelelor de gaze naturale V^I purj_. (fără executarea lucrărilor de reglare a utilajului SRM, PRM) se va calcula cu formula:

unde:

V^I_purj. – este cantitatea de gaze naturale necesară pentru purjarea conductelor, m³;

V_GEOM. – volumul geometric al conductelor, m³;

B – presiunea atmosferică, Pa; В = 101325 Pa;

P_G – presiunea efectivă a gazelor naturale din conducte la purjare, Pa;

T_ST. – temperatura la starea standard, °K;

t_G – temperatura gazelor naturale, °C;

K – coeficient de corecţie, K = 1,05;

Pierderile de gaze naturale la purjarea utilajului SRM şi/sau PRM în procesul de reglare şi de ajustare a acestuia, se determină cu formula:

unde:

V^II_purj. – volumul de gaze naturale la purjarea utilajului SRM şi/sau PRM, m³;

d – diametrul conductei de purjare, prin intermediul căreia se face purjarea, m;

T_purj. – durata purjării, T_purj. = 0,2 h;

B – presiunea barometrică, Pa; В = 101325 Pa;

P_G – presiunea gazelor naturale din conducte la purjare, Pa;

t_G – temperatura gazelor naturale, °C;

ρ_g – densitatea gazelor naturale, kg/m³;

g – acceleraţia gravitaţională, g = 9,81 m/s²;

28,4 – coeficient numeric care ia în evidenţă unităţile de măsură, °K/Pa.

Pierderile normative totale de gaze naturale la executarea lucrărilor de reparare şi de profilaxie la SRM sau PRM vor fi calculate cu formula:

Pierderile normative specifice pentru PRM, din motivul diversificării acestora, nu se stabilesc şi se vor calcula cu formulele din prezentul compartiment.

Pierderile normative specifice de gaze naturale în dependenţă de condiţiile de executare a lucrărilor de reparaţie şi de profilaxie, în m³ pentru un SRM pe an, se justifică:

a) Pentru purjarea reţelelor ramificate (radiale) alimentate de la o singură SRM, care de facto au fost golite de gaze naturale în scopul executării lucrărilor de reparaţie şi profilaxie la SRM fără ajustarea utilajului aferent – 16 m³/an;

b) Pentru purjarea utilajului SRM la ajustarea lui, lucrări efectuate cu evacuarea gazelor naturale în atmosferă – 85 m³/an.

3) Pierderi la blocarea supapelor de siguranţă de evacuare de la SRM, PRM

Fiecare SRM şi/sau PRM obligatoriu este echipată cu SES (pneumatică sau cu lichid), care se blochează la majorarea presiunii gazelor naturale după regulatorul de presiune. Cantitatea de gaze naturale care trebuie evacuată de către SES se determină:

a) în cazul prezenţei înaintea regulatorului a SOS, după formula:

unde:

Q – cantitatea de gaze naturale, care necesită a fi evacuată de SES în curs de o oră, în m³/h, la t = 0°C şi P_bar. = 0,101325 MPa;

Q_d – capacitatea de trecere de calcul a regulatorului de presiune, m³/h, la t = 0°C şi P_bar. = 0,101325 MPa;

n – numărul de blocări a supapelor de aşa fel, care se va calcula cu următoarea relaţie:

unde:

N – numărul de obiecte identice, unităţi;

μ – rata maximă a impactului de apariţie a situaţiilor de evacuare, μ = 0,05;

τ – durata blocării supapei, 3 ore/an;

Durata blocării supapei se va demonstra de întreprinderile de gaze naturale în baza documentelor respective.

b) în cazul lipsei înaintea regulatorului de presiune a SOS, după formula:

unde:

Q – cantitatea de gaze naturale, care necesită a fi evacuate de SES în curs de o oră, în m³/h, la t = 0°C şi P_bar. = 0,101325 MPa;

Q_d – capacitatea de trecere de calcul a regulatorului de presiune, m³/h, la t = 0°C şi P_bar. = 0,101325 MPa;

n – numărul de blocări a supapelor de aşa fel, care se va calcula cu următoarea relaţie:

unde:

N – numărul de obiecte identice, unităţi;

μ – rata maximă a impactului de apariţie a situaţiilor de evacuare, μ = 0,05;

τ – durata blocării supapei, τ ≤ 3 ore/an;

Durata blocării supapei τ – se va demonstra de întreprinderile de gaze naturale în baza documentelor respective.

c) în cazul instalării paralele în SRM şi/sau PRM a cîtorva regulatoare de presiune, cantitatea gazelor naturale care este necesară de evacuat prin SES trebuie determinată cu formula:

unde:

Q¹ – cantitatea necesară sumară de gaze naturale, care este necesară de evacuat prin SES în decurs de o oră, m³/h, la t = 0°C şi P_bar. = 0,101325 MPa;

Q – cantitatea de gaze naturale, care este necesară de evacuat prin SES în decurs de o oră de fiecare din regulatoare, m³/h, la t = 0°C şi P_bar. = 0,101325 MPa;

n – numărul de regulatoare, unităţi;

n₁ – numărul de blocări a supapelor de aşa fel, care se va calcula cu următoarea relaţie:

unde:

N – numărul de obiecte identice, unităţi;

μ – rata maximă a impactului de apariţie a situaţiilor e evacuare, μ = 0,05;

τ – durata blocării supapei, τ ≤ 3 ore/an;

Durata blocării supapei τ – se va demonstra de întreprinderile de gaze naturale în baza documentelor respective.

Capacitatea de trecere de calcul a regulatorului de presiune se determină de uzina producătoare. Pentru calcule pot fi utilizate unele datele din Anexa 2 la Metodologie, care pe parcurs va fi completată.

12. Pierderile în reţelele exterioare de distribuţie a gazelor naturale se vor calcula pentru fiecare din componente şi anume:

1) Pierderi rezultate din neetanşeitatea reţelelor de gaze naturale.

Înainte de punere în funcţiune, conductele sistemelor de distribuţie a gazelor naturale se supun încercării la rezistenţă şi etanşeitate. Presiunile de încercare ale acestora sînt stabilite conform NCM G.05.01 – 2006 (Tabelul 16 şi 17). În Anexa 1 la Metodologie sînt prezentate unele date generalizate, privind căderea admisibilă de presiune la încercarea sub presiune, care pot fi utilizate în calcule. Valoarea acestor pierderi poate fi determinată cu formula:

unde:

ΔV – este volumul de gaze naturale, rezultat al neetanşeităţii reţelelor de gaze naturale într-o oră, în m³/h;

V – volumul cavităţii reţelelor de gaze naturale în m³;

ΔP – căderea admisibilă a presiunii gazelor naturale prin cavitatea reţelelor de gaze naturale verificate la etanşeitate în Pa în conformitate cu cerinţele NCM G.05.01-2006 (pot fi utilizate datele din Anexa 1 la Metodologie);

P_verif. – presiunea excedentară de verificare în Pa (poate fi utilizată din Anexa 1 la Metodologie);

P_a – presiunea atmosferică în Pa; P_a = 101325 Pa;

P – presiunea excedentară a gazelor naturale în Pa;

μ_a – viscozitatea aerului în Pa × sec; μ_a = 17,179 × 10^-6 Pa × sec;

μ – viscozitatea gazelor naturale în Pa × sec; (se determină conform GOST 30319.1-96 "Gaze naturale. Metode de calcul a proprietăţilor fizice. Determinarea proprietăţilor fizice a gazelor naturale, a componentelor acestora şi produselor de prelucrare a acestora"), μ = 10,7 × 10^-6 Pa × sec;

t – timpul de verificare a cavităţii reţelelor de gaze naturale în ore (pot fi utilizate datele din Anexa 1 la Metodologie);

Volumul cavităţii reţelelor de gaze naturale se determină cu formula:

unde:

V – volumul cavităţii reţelei de gaze naturale în m³;

l – lungimea segmentului reţelei de gaze naturale, în m;

d – diametrul mediu al reţelei de gaze naturale în m;

π = 3,14;

Pentru reţelele de gaze naturale exterioare compuse din segmente cu diametre diferite, diametrul mediu al reţelelor de gaze naturale se determină cu formula:

unde:

d – diametrul mediu a reţelei de gaze naturale în m;

d₁, d₂, d_n – diametrele convenţionale ale segmentelor reţelelor de gaze naturale în m;

l₁, l₂, l_n – lungimile segmentelor reţelelor de gaze naturale cu diametrul respectiv în m;

2) Pierderile la purjarea conductelor subterane de gaze naturale;

Cantitatea de gaze naturale, necesară pentru purjarea conductelor de gaze naturale V_purj, în procesul punerii în funcţiune după finalizarea lucrărilor de construcţie – montaj se determină în m³ de gaze naturale pentru 1 m³ de volum a conductei puse în funcţiune cu formula:

unde:

V_PURJ. – este volumul de gaze naturale, necesar pentru purjarea conductelor, m³;

K_cor. – coeficient de corecţie, K = 1,05;

V_GEOM. – volumul geometric al conductelor, m³;

B – presiunea atmosferică, Pa; В = 101325 Pa;

P_G – presiunea efectivă a gazelor naturale din conducte la purjare, Pa;

T_ST. – temperatura la starea standard, °K;

t_G – temperatura gazelor naturale, °C;

Calculul acestor pierderi se va efectua în baza valorilor specifice, în m³ de gaze naturale în zi pentru 1 m³ de volum al conductei puse în funcţiune şi în dependenţă de presiunea gazelor naturale din reţelele de gaze naturale, după cum urmează:

a) pentru reţelele de gaze naturale de presiune joasă – 1,3 × V_REŢ, unde V_REŢ este volumul reţelei de gaze naturale, preconizate spre purjare;

b) pentru reţelele de gaze naturale de presiune medie – 5,1 × V_REŢ, unde V_REŢ este volumul reţelei de gaze naturale, preconizate spre purjare;

c) pentru reţelele de gaze naturale de presiune înaltă de ambele categorii – 8,8 × V_REŢ, unde V_REŢ este volumul reţelei de gaze naturale, preconizate spre purjare;

3) Pierderi de gaze naturale la repararea şi la profilaxia reţelelor de gaze naturale;

Pentru fiecare caz de executare a astfel de lucrări, inclusiv de utilizare a gazelor naturale din reţelele de gaze naturale de către consumatorii finali pînă la presiunea minimă admisibilă de valori 400-2000 Pa, pierderile de gaze naturale se compun din cantităţile de gaze naturale evacuate în mediul înconjurător şi cantitatea necesară pentru purjarea şi ridicarea presiunii în reţeaua de gaze naturale pînă la parametrii necesari, după finalizarea lucrărilor. Valoarea acestor pierderi poate fi determinată cu formula:

unde:

V_REP. – volumul de gaze naturale necesar la repararea şi profilaxia reţelelor de gaze naturale, în m³;

K_PR. – coeficient de corecţie, K_PR. = 2,5;

V_GEOM. – volumul geometric al segmentului de reţea de gaze naturale (cu regim respectiv de presiune) supuse acestor lucrări, m³, care se determină cu formula:

unde:

d_mediu şi L_mediu – valorile medii ale diametrului interior şi lungimii reţelelor de gaze naturale cu regimul respectiv de presiune (înaltă, medie, joasă), în m şi km;

K – coeficient, care evidenţiază ponderea reţelelor de gaze naturale (de presiune înaltă, medie sau joasă) aflate în reparaţie sau profilaxie, care se determină cu formula:

unde:

Kcap – coeficient care ia în consideraţie ponderea reţelelor de gaze naturale aflate în reparaţie capitală, Kcap = 0,008;

Kcrn – coeficient care ia în consideraţie ponderea reţelelor de gaze naturale aflate în reparaţie curentă, Kcrn = 0,012;

B – presiunea atmosferică, Pa; В = 101325 Pa;

P_G – presiunea efectivă a gazelor naturale din conducte aflate în reparaţie curentă sau capitală, Pa;

T_ST. – temperatura la starea standard, °K;

t_G – temperatura gazelor naturale, °C;

Pierderile specifice pentru astfel de necesităţi, în funcţie de presiunea gazelor naturale din reţelele de gaze naturale, în m³ de gaze naturale în zi pentru 1 m³ de volum de reţea de gaze naturale, reparată, se specifică după cum urmează:

a) pentru reţelele de gaze naturale de presiune joasă – 0,5 × V_REŢ, unde V_REŢ este volumul reţelei de gaze naturale, aflate în reparaţie;

b) pentru reţelele de gaze naturale de presiune medie – 0,3 × V_REŢ, unde V_REŢ este volumul reţelei de gaze naturale, aflate în reparaţie;

c) pentru reţelele de gaze naturale de presiune înaltă de ambele categorii – 0,1 × V_REŢ, unde V_REŢ este volumul reţelei de gaze naturale, aflate în reparaţie.

13. Pierderi de gaze naturale în reţelele şi în instalaţiile de gaze naturale ale consumatorilor finali, proprietari de reţele de gaze naturale.

Consumurile tehnologice de gaze naturale şi pierderile tehnice, inclusiv pierderile aparente cauzate de erorile constructive ale echipamentelor de măsurare instalate la consumatorii finali, din reţelele şi instalaţiile consumatorilor noncasnici, proprietari de reţele de gaze naturale (Centrale Electrice de Termoficare, Centrale Termice, întreprinderi industriale, întreprinderi sociocomunale etc.), amplasate între punctul de delimitare şi cel de măsurare comercială a gazelor naturale, se vor calcula separat pentru fiecare caz, în funcţie de structura acestor reţele de gaze naturale, conform prezentei Metodologii. Aceste pierderi vor fi suportate integral de consumatori, indiferent cine exploatează reţelele şi instalaţiile de gaze naturale, ceea ce se va specifica obligatoriu în contractul de furnizare a gazelor naturale.

14. Consumuri de gaze naturale pentru necesităţile tehnologice ale întreprinderii de gaze naturale din care fac parte: consumul tehnologic de gaze naturale pentru încălzirea încăperilor SRM, PRM şi/sau PMG, consumul de gaze naturale pentru cabinetele tehnice, consumuri de gaze naturale pentru aparatajul special din laboratoarele chimice, consumuri de gaze naturale pentru standuri şi machete în funcţiune la poligoanele de învăţămînt-trening, în mod obligatoriu, se măsoară lunar (anual) cu echipamente de măsurare instalate special pentru evidenţa gazelor naturale a acestor consumuri.

B. Pierderi normative aparente de gaze naturale

15. Sînt considerate pierderi aparente cantităţile de gaze naturale care, deşi au fost furnizate consumatorilor finali, nu sînt înregistrate pentru a putea fi facturate.

1) Pierderi aparente cauzate de erorile constructive ale echipamentelor de măsurare instalate la consumatorii finali.

În funcţie de echipamentele de măsurare utilizate la măsurarea gazelor naturale, la determinarea pierderilor se vor folosi erorile admisibile ale uzinei producătoare, prevăzute în Regulamentul cu privire la modul de măsurare a gazelor naturale în scopuri comerciale, aprobat prin Hotărîrea ANRE nr.385 din 12.08.2010 (Monitorul oficial al Republicii Moldova, 2010, nr.211-212, art.750)

Calculul valorii acestor pierderi se va efectua cu relaţia:

unde:

0,01 – este coeficientul de transfer, care ia în consideraţie simultan şi eroarea posibilă comisă la înscrierea (înregistrarea) indicaţiilor presiunii şi ale temperaturii gazelor naturale;

S₁, S₂, ..., S_i – erorile constructive (clasa de precizie) ale echipamentelor de măsurare, corespunzător pe grupuri de echipamente de măsurare, în %;

n₁, n₂, ..., n_i – numărul de măsurări ale debitului de gaze naturale în perioada de documentare (lună, an). Se determină, utilizînd produsul numărului de înregistrări ale echipamentelor de măsurare (periodicitatea înregistrărilor se stabileşte de către operatorul de reţea), realizate în perioada de documentare, la numărul echipamentelor de măsurare cu aceeaşi clasă de precizie din grup;

V₁, V₂, ..., V_i – volumul comercial total de gaze naturale măsurat în perioada de documentare, de grupul respectiv de echipamente de măsurare cu aceeaşi clasă de precizie, în m³.

2) Pierderi de gaze naturale cauzate de erorile echipamentelor de măsurare ale operatorului de reţea.

Aceste pierderi se vor determina cu formula:

unde:

0,01 – coeficient de transfer care ia în consideraţie simultan şi erorile posibile comise la înregistrarea temperaturii şi a presiunii gazelor naturale;

S₁, S₂, ..., S_i – eroarea echipamentelor de măsurare ale operatorului de reţea %;

n₁, n₂, ..., n_i – numărul de măsurări ale debitului de gaze naturale în perioada de documentare (lună, an). Se determină, utilizînd produsul numărului de înregistrări ale echipamentelor de măsurare (periodicitatea înregistrărilor se stabileşte de către operatorul de reţea) realizate în perioada de documentare, la numărul echipamentelor de măsurare cu aceeaşi clasă de precizie din grup.

V₁, V₂, ..., V_i – volumul de gaze naturale furnizat prin intermediul SP1, SP2, SPi, în m³.

3) Pierderile cauzate de necorectarea condiţiilor de stare;

Întreprinderile de gaze naturale primesc de la furnizori cantităţi de gaze naturale corectate, prin aducerea lor la starea standard T= 293,15°K şi B=101,325 kPa. La rîndul lor, întreprinderile de gaze naturale furnizează:

- întreprinderilor industriale, Centralelor Electrice de Termoficare, Centralelor Termice, altor consumatori noncasnici, volume de gaze naturale, corectate la aceeaşi stare standard;

- consumatorilor casnici şi noncasnici (întreprinderi sociocomunale), în unele cazuri, volume de gaze naturale necorectate la condiţiile reale de presiune şi de temperatură (P,T).

Este necesar ca întreprinderile de gaze naturale să opereze corecţii la condiţiile reale (P şi T) de furnizare pentru consumatorii finali, cărora li se furnizează gaze naturale prin echipamente de măsurare amplasate în exteriorul clădirilor sau în încăperi neîncălzite. Aceste corecţii se fac pentru perioadele de vară şi iarnă folosind formula:

unde:

V_ST. – volumul de gaze naturale adus la starea standard, m³;

V₁ – volumul de gaze naturale furnizat consumatorului final, înregistrat de echipamentul de măsurare, m³;

P_a – presiunea atmosferică, MPa;

P_t – presiunea manometrică a gazelor naturale la temperatura de furnizare t, MPa;

P_VA. – presiunea parţială a vaporilor de apă la temperatura de furnizare t, MPa;

t – temperatura gazelor naturale măsurată la furnizare, °C.

În scopul simplificării calculelor, în Anexa 3 la Metodologie, sînt calculaţi şi prezentaţi coeficienţii de corecţie

pentru aducerea la condiţii standard a volumelor de gaze naturale măsurate prin echipamente de măsurare în funcţie de unele temperaturi şi de presiuni uzuale în distribuţia şi furnizarea gazelor naturale.

4) Pierderi rezultate la blocarea supapelor de siguranţă de la staţiile de predare (SP).

Astfel de pierderi sînt specifice pentru acele SP ale furnizorului, care au supape de siguranţă tip SPPC, montate după echipamentele de măsurare. Pierderi de gaze în acest caz au loc la blocarea supapelor ca rezultat al majorării presiunii din amonte precum şi la încercarea de blocare a acestora, care conform regulilor de exploatare se efectuează zilnic, pe o durată de aproximativ două-trei secunde.

Cu o exactitate suficientă pentru practică, aceste pierderi se vor calcula în funcţie de presiunea gazelor naturale din amonte şi diametrul respectiv al supapei de tip respectiv cu formula, în m³/h;

unde:

63 – coeficient de debit, în m³/h × at × cm;

P – presiunea gazelor naturale din amonte de supapă, kgf/cm²;

d – diametrul supapei, în cm (se stabileşte în funcţie de tipul supapei de siguranţă după Tabelul 1;

t – durata încercării la blocare (1-2 sec.).

IV. MĂSURI DE REDUCERE A CONSUMURILOR TEHNOLOGICE ŞI

A PIERDERILOR TEHNICE DE GAZE NATURALE ÎN REŢELELE

DE DISTRIBUŢIE A GAZELOR NATURALE

16. În procesul exploatării sistemului de gaze naturale eliminarea totală a pierderilor este practic imposibilă, însă micşorarea acestora este posibilă prin implementarea de măsuri şi prin monitorizarea permanentă a îndeplinirii lor.

17. Principalele măsuri pentru reducerea şi pentru optimizarea pierderilor normative în sistemul de gaze naturale sînt:

1) Dotarea obligatorie cu echipamente de măsurare a tuturor locurilor de consum pentru consumurile tehnologice, evidenţa şi analiza acestora.

2) Utilizarea aparatelor moderne pentru depistarea scurgerilor de gaze naturale, folosirea materialelor performante şi ridicarea nivelului calităţii deservirii sistemului de gaze naturale.

3) Creşterea nivelului etanşeităţii sistemului de gaze naturale prin utilizarea modelelor noi de utilaje şi armaturi performante, materialelor de etanşare a îmbinărilor şi perfecţionarea organizării şi a deservirii profilactice a sistemului de gaze naturale de serviciile de exploatare.

4) Perfecţionarea utilajului şi a materialelor utilizate la apărarea pasivă şi activă împotriva coroziunii reţelelor de gaze naturale, depistarea la timp a locurilor deteriorării izolaţiei, utilizarea noilor tipuri de materiale izolante, de staţii catodice şi a aparatajului în baza microprocesoarelor;

5) Examinarea preventivă a tuturor lucrărilor preconizate la exploatarea reţelelor de distribuţie a gazelor naturale (lucrări la reţelele şi la utilajul SRM sau PRM, lucrări de deservire tehnică şi de reparaţie planificată a SRM sau a PRM, lucrări de aruncare a gazelor naturale în atmosferă pentru reducerea presiunii şi ulterior necesară pentru purjare, la finisarea lucrărilor, segmentelor de reţele de gaze naturale exterioare deconectate) pentru utilizare maximă de către consumatorii finali a gazelor naturale din reţelele de gaze naturale pînă la presiunea admisibilă şi apoi efectuarea lucrărilor de reparaţie a acestora.

6) Efectuarea calculelor preventive a pierderilor de gaze naturale, legate de lucrările de punere în funcţiune (exploataţie) a obiectelor nou-construite din sistemul de gaze naturale (lucrări de purjare a utilajului SRM sau PRM în procesul ajustării acestuia, lucrări de purjare a reţelelor de gaze naturale după finisarea lucrărilor de construcţie – montaj la punerea în funcţiune a SRM sau a PRM, lucrări de purjare şi de umplere a reţelelor de gaze naturale exterioare în procesul punerii în funcţiune (exploatare), lucrări de racordare a reţelelor de gaze naturale exterioare, nou construite, la cele în funcţiune), divizarea unora, pentru achitarea acestora de consumatorii noncasnici la racordarea reţelelor de gaze naturale.

7) Utilizarea tehnologiilor noi pentru racordarea, sub presiune, a reţelelor de gaze naturale nou-construite, fără necesitatea reducerii presiunii şi a golirii reţelelor de gazele naturale.

8) Utilizarea echipamentelor de măsurare în conformitate cu prevederile Regulamentului cu privire la modul de măsurare a gazelor naturale în scopuri comerciale, aprobat prin Hotărîrea ANRE nr.385 din 12.08.2010.

9) Propaganda şi atenţionarea clienţilor la executarea lucrărilor şi a săpăturilor în preajma reţelelor de gaze naturale existente, pentru evitarea deteriorării acestora. Efectuarea calculelor scurgerilor de gaze naturale accidentale şi compensarea acestor cheltuieli din contul persoanelor vinovate.

10) Efectuarea experimentelor şi a măsurărilor scurgerilor de gaze naturale prin aparataje pentru optimizarea acestora.

11) Asamblarea SRM cu sisteme de telemetrie, care ar prevedea informarea operativă a întreprinderilor de gaze naturale despre scurgerile de gaze naturale în reţelele de gaze naturale şi utilajul SRM.

12) Documentarea tuturor pierderilor de gaze naturale, analiza acestora, primirea deciziilor de optimizare a pierderilor, monitorizarea acestui proces.

V. MODUL DE AJUSTARE ŞI DE REGLEMENTARE A PIERDERILOR

NORMATIVE PENTRU PERIOADA DE VALABILITATE

A METODOLOGIEI

18. Anual, pînă la finele lunii noiembrie, întreprinderile de gaze naturale vor prezenta Agenţiei calculele consumurilor tehnologice şi a pierderilor tehnice de gaze naturale în reţelele de distribuţie a gazelor naturale, efectuate în conformitate cu prezenta Metodologie. Neprezentarea calculelor nominalizate, în termenul stabilit, sau prezentarea întîrziată a acestora, permite Agenţiei stabilirea unilaterală a mărimii acestora.

SA "Moldovagaz", în acelaşi termen, va prezenta Agenţiei calculele generalizate a consumurilor tehnologice şi a pierderilor tehnice de gaze naturale în reţelele de distribuţie a gazelor naturale ale întreprinderilor de gaze din componenţa sa, efectuate în conformitate cu prezenta Metodologie.

19. Calculele vor conţine: Date iniţiale utilizate în formule, calcule, tabel generalizator şi dovezi, care au servit ca bază pentru a fi utilizate în calcule ca date iniţiale. Calculul consumurilor tehnologice de gaze naturale şi a pierderilor tehnice a întreprinderii de gaze naturale, se va efectua şi prezenta spre aprobare Agenţiei în forma prezentată în Anexa 4 la Metodologie.

20. În procesul examinării calculelor, Agenţia este în drept să solicite de la întreprinderile de gaze naturale, orice informaţie suplimentară necesară pentru ajustarea, reglementarea şi aprobarea pierderilor normative pentru anul ulterior.

21. Aprobarea pentru anul următor a pierderilor normative ale întreprinderilor de gaze naturale se va efectua de Agenţie în conformitate cu prevederile Metodologiei.

22. Anual întreprinderile de gaze naturale vor planifica în planurile de investiţii surse financiare pentru procurarea utilajului, a aparatelor de diagnosticare şi a materialelor de etanşare performante, pentru perfecţionarea organizării şi a deservirii sistemelor de gaze naturale de serviciile de exploatare a întreprinderilor de gaze naturale, inclusiv şi calculele eficienţei investiţiilor pentru reducerea pierderilor normative de gaze naturale în reţelele de distribuţie a gazelor naturale.