---
title: "\"Методические рекомендации по определению технологических потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом\""
issuer: "Министерство энергетики Российской Федерации"
status: действует
canonical: "https://bukva.ai/docs/metodicheskie-rekomendatsii-po-opredeleniyu-minenergo-rossii-ministerstvo-4"
---

## "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"

(утв. Минэнерго России 24.01.2019)


<a id="p100001"></a>Утверждаю
Заместитель Министра энергетики
Российской Федерации
**П.Ю.СОРОКИН**
24 января 2019 г.

<a id="p100002"></a>**МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ**
**ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА**
**ПРИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ МАГИСТРАЛЬНЫМ**
**ТРУБОПРОВОДНЫМ ТРАНСПОРТОМ**

<a id="p100003"></a>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.
<a id="p100004"></a>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.
<a id="p100005"></a>В целях настоящих Методических рекомендаций применены следующие термины и определения:
<a id="p100006"></a>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.
<a id="p100007"></a>Газоперекачивающий агрегат (ГПА): установка, включающая в себя газовый компрессор (нагнетатель), привод (газотурбинный, электрический, поршневой или другого типа) и оборудование, необходимое для их функционирования.
<a id="p100008"></a>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.
<a id="p100009"></a>Газопровод-отвод: газопровод, обеспечивающий некомпримируемую подачу газа от магистрального газопровода до ГРС, ГИС.
<a id="p100010"></a>Давление газа рабочее: максимально возможное давление газа, установленное проектом, при котором обеспечивается режим эксплуатации газопровода.
<a id="p100011"></a>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.
<a id="p100012"></a>Методика: способ расчета, установления, определения искомых величин, алгоритма осуществления операций и процедур выполнения работы.
<a id="p100013"></a>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.
<a id="p100014"></a>Норматив технологических потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводом: относительная величина потерь природного газа, обусловленная технологическим процессом транспортировки природного газа по участку магистрального трубопровода в расчетном периоде, к величине объема природного газа, подлежащего транспортировке по данному участку в соответствии с технологической схемой транспортировки, утвержденной в установленном порядке.
<a id="p100015"></a>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.


### <a id="p100016"></a>ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ



| <a id="p100017"></a>ГИС | <a id="p100018"></a>- газоизмерительная станция; |
| --- | --- |
| <a id="p100019"></a>ГОСТ | <a id="p100020"></a>- государственный стандарт; |
| <a id="p100021"></a>ГПА | <a id="p100022"></a>- газоперекачивающий агрегат; |
| <a id="p100023"></a>ГРС | <a id="p100024"></a>- газораспределительная станция; |
| <a id="p100025"></a>ЗРА | <a id="p100026"></a>- запорно-регулирующая арматура; |
| <a id="p100027"></a>КИПиА | <a id="p100028"></a>- контрольно-измерительные приборы и автоматика; |
| <a id="p100029"></a>КС | <a id="p100030"></a>- компрессорная станция; |
| <a id="p100031"></a>КЦ | <a id="p100032"></a>- компрессорный цех; |
| <a id="p100033"></a>ЛЧ | <a id="p100034"></a>- линейная часть; |
| <a id="p100035"></a>ЛПУ МГ | <a id="p100036"></a>- линейно-производственное управление магистрального газопровода |
| <a id="p100037"></a>МГ | <a id="p100038"></a>- магистральный газопровод; |
| <a id="p100039"></a>ПК | <a id="p100040"></a>- предохранительный клапан; |
| <a id="p100041"></a>УПТПИГ | <a id="p100042"></a>- установка подготовки топливного, пускового и импульсного газа; |
| <a id="p100043"></a>УСБ | <a id="p100044"></a>- устройство сужающее быстросъемное; |
| <a id="p100045"></a>ЦБК | <a id="p100046"></a>- центробежный компрессор; |



## 1. <a id="p100047"></a>Общие положения


<a id="p100048"></a>1.1. Расчет количества технологических потерь природного газа при транспортировке трубопроводным транспортом на планируемый период осуществляется в тыс. м3 при стандартных условиях - температуре газа Тст = 293,15 К, абсолютном давлении газа Pат = 0,1013 МПа.
<a id="p100049"></a>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:
- <a id="p100050"></a>технологическая часть утвержденной проектной документации;
- <a id="p100051"></a>технологические схемы утвержденной проектной документации;
- <a id="p100052"></a>технологические карты, в том числе технологических режимов;
- <a id="p100053"></a>технологические регламенты работы КС, КЦ, ЛЧ, ГРС, ГИС и др.;
- <a id="p100054"></a>материальный баланс из проектной документации;
- <a id="p100055"></a>документация заводов-изготовителей, в том числе паспорта, регламентирующие эксплуатацию технологического оборудования;
- <a id="p100056"></a>результаты лабораторных испытаний природного газа;
- <a id="p100057"></a>документы, подтверждающие параметры природного газа при определении количества технологических потерь природного газа.
<a id="p100058"></a>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.
<a id="p100059"></a>По объектам капитального строительства и реконструкции могут использоваться расчеты технологических потерь в составе проектной документации.
<a id="p100060"></a>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.
<a id="p100061"></a>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.
<a id="p100062"></a>1.6. Пробы газа отбираются по ГОСТ 31370-2008 "Газ природный. Руководство по отбору проб".
<a id="p100063"></a>1.7. Коэффициент сверхсжимаемости природного газа определяется по ГОСТ 30319.2-2015 или ГОСТ 30319.3-2015.
<a id="p100064"></a>1.8. Показатель адиабаты природного газа определяется по ГОСТ 30319.3-2015.
<a id="p100065"></a>1.9. Показатели, применяемые в формулах для расчета технологических потерь природного газа (кроме общепринятых) подтверждаются документами (например, актами проведенных испытаний и т.п.).


## 2. <a id="p100066"></a>Технологические потери природного газа при транспортировке магистральным трубопроводом



#### <a id="p100067"></a>2.1 Технологические потери природного газа подразделяют на следующие виды:

- <a id="p100068"></a>потери природного газа в результате стравливания в атмосферу при технологических операциях, обусловленные технологическим режимом транспортировки;
- <a id="p100069"></a>остатки природного газа в магистральном трубопроводе после выполнения мероприятий по его подготовке к проведению капитальных ремонтных работ;
- <a id="p100070"></a>потери природного газа, вследствие допустимых утечек из оборудования и аппаратов согласно паспортам заводов-изготовителей при выполнении технологических режимов транспортировки газа;
- <a id="p100071"></a>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;
- <a id="p100072"></a>потери природного газа при отборе проб для химического анализа и аналитического контроля в соответствии с утвержденной технологической схемой объекта транспортировки природного газа.
<a id="p100073"></a>2.2. Технологические потери природного газа при транспортировке магистральными трубопроводами разделяются по месту их образования на:
- <a id="p100074"></a>технологические потери природного газа на компрессорных станциях (далее - КС);
- <a id="p100075"></a>технологические потери газа на участке линейной части магистрального трубопровода (далее - ЛЧ);
- <a id="p100076"></a>технологические потери природного газа на газораспределительных станциях (далее - ГРС);
- <a id="p100077"></a>технологические потери природного газа на газоизмерительных станциях (далее - ГИС).
<a id="p100078"></a>К технологическим потерям природного газа на КС при проведении технологических операций по транспортировке магистральным трубопроводом относятся:
<a id="p100079"></a>а) потери газа при плановых пусках ГПА;
<a id="p100080"></a>б) потери газа при плановых остановках ГПА;
<a id="p100081"></a>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;
<a id="p100082"></a>г) потери газа при продувке аппаратов КЦ (пылеуловители, фильтры-сепараторы, адсорберы, сепараторы, ресиверы и др.);
<a id="p100083"></a>д) потери газа из системы уплотнения ЦБК;
<a id="p100084"></a>е) потери газа из КИПиА и предохранительной аппаратуры;
<a id="p100085"></a>ж) потери газа при отборе проб для химического анализа и аналитического контроля в соответствии с утвержденной технологической схемой КЦ в составе проектной документации;
<a id="p100086"></a>з) потери газа из ЗРА, если это предусмотрено паспортом на ЗРА.
<a id="p100087"></a>К технологическим потерям природного газа на ЛЧ магистрального газопровода при проведении технологических операций по транспортировке магистральным трубопроводом относятся:
<a id="p100088"></a>а) потери газа при управлении силовым пневмоприводом кранов на ЛЧ в случае использования природного газа в качестве "импульсного" без дополнительной системы его подготовки;
<a id="p100089"></a>б) потери газа при продувке аппаратов (пылеуловителей, сепараторов, абсорберов и др.);
<a id="p100090"></a>в) потери газа при отборе проб для химического анализа и аналитического контроля в соответствии с утвержденной технологической схемой ЛЧ МГ в составе проектной документации;
<a id="p100091"></a>г) потери газа из ЗРА, если это предусмотрено паспортом на ЗРА;
<a id="p100092"></a>д) потери остаточного количества газа после выполнения мероприятий по освобождению магистрального газопровода перед проведением капитального ремонта.
<a id="p100093"></a>К технологическим потерям природного газа на ГРС при проведении технологических операций по транспортировке магистральным трубопроводом относятся:
<a id="p100094"></a>а) потери газа при управлении силовым пневмоприводом кранов в случае использования природного газа в качестве "импульсного" без дополнительной системы его подготовки;
<a id="p100095"></a>б) потери газа из КИПиА и предохранительной аппаратуры;
<a id="p100096"></a>в) потери газа при работе пневморегуляторов, пневмоустройств на технологическом газе;
<a id="p100097"></a>г) потери газа при продувке аппаратов (пылеуловителей, сепараторов и др.);
<a id="p100098"></a>д) потери газа при продувке дренажей УСБ и продувке импульсных линий отбора газа на датчики давления и перепада давления;
<a id="p100099"></a>е) потери газа при отборе проб для химического анализа и аналитического контроля в соответствии с утвержденной технологической схемой ГРС в составе проектной документации;
<a id="p100100"></a>ж) потери газа из ЗРА, если это предусмотрено паспортом оборудования.
<a id="p100101"></a>К технологическим потерям природного газа на ГИС при проведении технологических операций по транспортировке магистральным трубопроводом относятся:
<a id="p100102"></a>а) потери газа при управлении силовым пневмоприводом кранов в случае использования природного газа в качестве "импульсного" без дополнительной системы его подготовки;
<a id="p100103"></a>б) потери газа при работе пневморегуляторов, пневмоустройств на технологическом газе;
<a id="p100104"></a>в) потери газа при проверке работоспособности предохранительных клапанов;
<a id="p100105"></a>г) потери газа при продувке дренажей УСБ и продувку импульсных линий отбора газа на датчики давления и перепада давления;
<a id="p100106"></a>д) потери газа при отборе проб для химического анализа и аналитического контроля в соответствии с утвержденной технологической схемой ГИС в составе проектной документации;
<a id="p100107"></a>е) потери газа из ЗРА, если это предусмотрено паспортом оборудования.
<a id="p100108"></a>К технологическим потерям при транспортировке магистральным газопроводом не относятся:
- <a id="p100109"></a>потери природного газа, вызванные действиями, не относящимися к технологическим операциям по транспортировке магистральным трубопроводом;
- <a id="p100110"></a>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;
- <a id="p100111"></a>потери природного газа, произошедшие при производстве аварийно-восстановительных работ;
- <a id="p100112"></a>количество природного газа, использованное на собственные, в том числе технологические, производственно-технологические и (или) коммунальные нужды;
- <a id="p100113"></a>потери природного газа, возникшие вследствие аварий, хищений транспортируемого газа;
- <a id="p100114"></a>количество газа, прошедшее дополнительную переработку в УПТПИГ с изменением его качества и обеспечивающее работу оборудования;
- <a id="p100115"></a>количество природного газа, используемого при проведении регламентных и ремонтных работ, а также используемое при производстве испытаний и диагностики на объектах магистральных газопроводов,
<a id="p100116"></a>К технологическим потерям природного газа при его транспортировке магистральным газопроводом не могут быть отнесены потери газа при производстве восстановительных работ, при зачистке и опорожнении оборудования или трубопровода для проведения ремонтных работ, в том числе:
- <a id="p100117"></a>очистка внутренней полости и внутритрубной технической диагностики действующих газопроводов;
- <a id="p100118"></a>ликвидация аварий и гидратных пробок;
- <a id="p100119"></a>ремонт и реконструкция труб на линейной части МГ;
- <a id="p100120"></a>врезка отводов и перемычек в магистральный газопровод со стравливанием природного газа;
- <a id="p100121"></a>заправка одоризационных и метанольных установок;
- <a id="p100122"></a>ревизия и замена сужающих устройств (диафрагм) на ГИС и пунктах замера расхода природного газа.
<a id="p100123"></a>2.3. Источники образования технологических потерь природного газа при его транспортировке магистральными газопроводами приведены в таблице 1.


### <a id="p100124"></a>Таблица 1. Типовые источники образования технологических потерь природного газа при транспортировке по магистральным газопроводам



<table>
<colgroup><col width="37%"><col width="24%"><col width="39%"></colgroup>
<tr><td><a id="p100125"></a>Источник образования потерь (технологический процесс)</td><td><a id="p100126"></a>Источник технологических потерь</td><td><a id="p100127"></a>Вид технологических потерь</td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100128"></a>Компрессорные станции:</td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100129"></a>Газоперекачивающий агрегат (ГПА):</td></tr>
<tr><td><a id="p100130"></a>Продувка контура центробежного компрессора (ЦБК)</td><td><a id="p100131"></a>Свеча обвязки ЦБК</td><td><a id="p100132"></a>Потери газа при плановых пусках ГПА</td></tr>
<tr><td><a id="p100133"></a>Опорожнение контура нагнетателя и технологических коммуникаций</td><td><a id="p100134"></a>Свеча обвязки ЦБК</td><td><a id="p100135"></a>Потери газа при плановых остановках ГПА</td></tr>
<tr><td><a id="p100136"></a>Система уплотнения ЦБК</td><td><a id="p100137"></a>Свеча газоотделителя системы уплотнения ЦБК</td><td><a id="p100138"></a>Потери газа из системы уплотнения ЦБК (если предусмотрено паспортом на ЦБК)</td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100139"></a>Технологические аппараты и коммуникации КЦ:</td></tr>
<tr><td><a id="p100140"></a>Продувка пылеуловителей, конденсатосборников, сепараторов и др.</td><td><a id="p100141"></a>Свеча оборудования</td><td><a id="p100142"></a>Потери газа при продувке аппаратов КЦ</td></tr>
<tr><td><a id="p100143"></a>Проверка срабатывания предохранительных сбросных клапанов (ПСК) и устройств КИПиА</td><td><a id="p100144"></a>Свеча ПСК и устройств КИПиА</td><td><a id="p100145"></a>Потери газа из КИПиА и предохранительной аппаратуры</td></tr>
<tr><td><a id="p100146"></a>Управление силовым пневмоприводом запорной арматуры и кранов-регуляторов</td><td><a id="p100147"></a>Сбросные клапаны приводов запорной арматуры</td><td><a id="p100148"></a>Потери газа при управлении силовым пневмоприводом запорной арматуры и кранов-регуляторов</td></tr>
<tr><td><a id="p100149"></a>Работа запорно-регулирующей арматуры на КС</td><td><a id="p100150"></a>Свечи</td><td><a id="p100151"></a>Потери газа из ЗРА (если предусмотрено паспортом на ЗРА)</td></tr>
<tr><td><a id="p100152"></a>Отбор проб</td><td><a id="p100153"></a>Пробоотборники</td><td><a id="p100154"></a>Потери газа при отборе проб в соответствии с утвержденной технологической схемой в составе проектной документации</td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100155"></a>Линейная часть магистрального газопровода:</td></tr>
<tr><td><a id="p100156"></a>Продувка аппаратов ЛЧ</td><td><a id="p100157"></a>Свеча оборудования</td><td><a id="p100158"></a>Потери газа при продувке аппаратов</td></tr>
<tr><td><a id="p100159"></a>Управление силовым приводом запорной арматуры</td><td><a id="p100160"></a>Сбросные клапаны приводов запорной арматуры</td><td><a id="p100161"></a>Потери газа при управлении силовым пневмоприводом кранов (в соответствии с паспортом оборудования)</td></tr>
<tr><td><a id="p100162"></a>Работа запорно-регулирующей арматуры на ЛЧ</td><td><a id="p100163"></a>Свечи</td><td><a id="p100164"></a>Потери газа из ЗРА (в соответствии с паспортом на ЗРА)</td></tr>
<tr><td><a id="p100165"></a>Подготовка газопровода к капитальному ремонту</td><td><a id="p100166"></a>Свечи</td><td><a id="p100167"></a>Потери остаточного количества газа после выполнения мероприятий по освобождению магистрального газопровода перед проведением капитального ремонта</td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100168"></a>Газораспределительные станции:</td></tr>
<tr><td><a id="p100169"></a>Управление силовым приводом запорной арматуры</td><td><a id="p100170"></a>Сбросные клапаны приводов запорной арматуры</td><td><a id="p100171"></a>Потери газа при управлении силовым пневмоприводом кранов (в соответствии с паспортом оборудования)</td></tr>
<tr><td><a id="p100172"></a>Продувка соединительных линий КИПиА, систем автоматики и телемеханики на ГРС. Проверка срабатывания предохранительных сбросных клапанов (ПСК)</td><td><a id="p100173"></a>Сбросные клапаны на соединительных линиях. Свеча ПСК.</td><td><a id="p100174"></a>Потери газа из КИПиА и предохранительной аппаратуры</td></tr>
<tr><td><a id="p100175"></a>Работа пневморегуляторов, пневмоустройств</td><td><a id="p100176"></a>Свечи оборудования</td><td><a id="p100177"></a>Потери газа при работе пневморегуляторов, пневмоустройств (в соответствии с паспортом оборудования)</td></tr>
<tr><td><a id="p100178"></a>Продувка аппаратов на ГРС, дренажей УСБ и импульсных линий отбора газа на датчики давления и перепада давления</td><td><a id="p100179"></a>Свеча оборудования</td><td><a id="p100180"></a>Потери газа при продувке аппаратов, дренажей УСБ и импульсных линий</td></tr>
<tr><td><a id="p100181"></a>Работа запорно-регулирующей арматуры на ГРС</td><td><a id="p100182"></a>Свечи</td><td><a id="p100183"></a>Потери газа из ЗРА (если предусмотрено паспортом на ЗРА)</td></tr>
<tr><td><a id="p100184"></a>Отбор проб</td><td><a id="p100185"></a>Пробоотборники</td><td><a id="p100186"></a>Потери газа при отборе проб в соответствии с утвержденной технологической схемой в составе проектной документации</td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100187"></a>Газоизмерительные станции:</td></tr>
<tr><td><a id="p100188"></a>Управление силовым приводом запорной арматуры</td><td><a id="p100189"></a>Сбросные клапаны приводов запорной арматуры</td><td><a id="p100190"></a>Потери газа при управлении силовым пневмоприводом кранов (в соответствии с паспортом на запорную арматуру)</td></tr>
<tr><td><a id="p100191"></a>Работа пневморегуляторов, пневмоустройств</td><td><a id="p100192"></a>Свечи оборудования</td><td><a id="p100193"></a>Потери газа при работе пневморегуляторов, пневмоустройств (в соответствии с паспортом на оборудование)</td></tr>
<tr><td><a id="p100194"></a>Продувка дренажей УСБ и импульсных линий отбора газа на датчики давления и перепада давления</td><td><a id="p100195"></a>Свеча оборудования</td><td><a id="p100196"></a>Потери газа при продувке дренажей УСБ и импульсных линий</td></tr>
<tr><td><a id="p100197"></a>Работа запорно-регулирующей арматуры на ГИС</td><td><a id="p100198"></a>Свечи</td><td><a id="p100199"></a>Потери газа из ЗРА (если предусмотрено паспортом на ЗРА)</td></tr>
<tr><td><a id="p100200"></a>Отбор проб</td><td><a id="p100201"></a>Пробоотборники</td><td><a id="p100202"></a>Потери газа при отборе проб в соответствии с утвержденной технологической схемой в составе проектной документации</td></tr>
</table>


<a id="p100203"></a>2.4. Количество технологических потерь природного газа на КС (ПКС) определяется как сумма технологических потерь природного газа на источниках потерь каждого КЦ.
<a id="p100204"></a>Количество технологических потерь природного газа на линейной части магистрального газопровода (ПЛЧ) определяется как сумма технологических потерь природного газа на источниках потерь этого участка.
<a id="p100205"></a>Количество технологических потерь природного газа на ГРС (ПГРС) определяется как сумма технологических потерь природного газа на источниках потерь ГРС.
<a id="p100206"></a>Количество технологических потерь природного газа на ГИС (ПГИС) определяется как сумма технологических потерь природного газа на источниках потерь ГИС.
<a id="p100207"></a>Количество технологических потерь природного газа в линейно-производственном управлении магистрального газопровода (ЛПУ МГ) в планируемый период (QЛПУ МГ), рассчитывается по формуле:

<a id="p100208"></a>**ПЛПУ МГ = ПКС + ПЛЧ + ПГРС + ПГИС (2.1)**

<a id="p100209"></a>2.5. Количество технологических потерь природного газа по газотранспортному обществу в планируемый период (ПГО), рассчитывается по формуле:

<a id="p100210"></a> $\text{П}_{\text{ГО}} = \sum_{i = 1}^{N_{\text{ЛПУ}}} \text{П}_{\text{ЛПУ МГ}_{i}}(2.2)$ 

<a id="p100211"></a>где NЛПУ - количество линейно-производственных управлений магистрального газопровода в газотранспортном обществе.


## 3. <a id="p100212"></a>Определение количества технологических потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводом


<a id="p100213"></a>Для расчета технологических потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводом, необходимо определить потери по каждому конкретному месту их образования и виду, а также документально подтвердить все показатели, применяемые в расчетах. В данном разделе приведены рекомендуемые методики расчета технологических потерь природного газа при его транспортировке магистральными трубопроводами по каждому их виду и месту образования, даны рекомендации по предоставлению необходимых документов для подтверждения показателей, применяемых в расчетах.


### <a id="p100214"></a>3.1. Потери природного газа на компрессорной станции (КС)


<a id="p100215"></a>Технологические потери природного газа на КС ПКС, тыс. м3 определяют по формуле:

<a id="p100216"></a> $\text{П}_{\text{КС}} = \sum_{i = 1}^{N_{\text{КЦ}}} (\text{П}_{\text{ГПА}.\text{КЦ}_{i}}^{\text{пуск}} + \text{П}_{\text{ГПА}.\text{КЦ}_{i}}^{\text{ост}} + \text{П}_{\text{КЦ}_{i}})(3.1)$ 

<a id="p100217"></a>где
<a id="p100218"></a> $\text{П}_{\text{ГПА}.\text{КЦ}_{i}}^{\text{пуск}}$ - потери природного газа при плановых пусках ГПА, тыс. м3;
<a id="p100219"></a> $\text{П}_{\text{ГПА}.\text{КЦ}_{i}}^{\text{ост}}$ - потери природного газа при плановых остановках ГПА, тыс. м3;
<a id="p100220"></a>NКЦ - количество КЦ на КС, шт.;
<a id="p100221"></a> $\text{П}_{\text{КЦ}_{i}}$ - потери природного газа по i-му компрессорному цеху, тыс. м3 рассчитывают по следующей формуле:

<a id="p100222"></a> $\text{П}_{\text{КЦ}_{i}} = \text{П}_{\text{КР}}^{\text{КЦ}} + \text{П}_{\text{АП}}^{\text{КЦ}} + \text{П}_{\text{ЦБК}}^{\text{упл}} + \text{П}_{\text{ПК}}^{\text{КЦ}} + \text{П}_{\text{КИП}}^{\text{КЦ}} + \text{П}_{\text{ЗРА}}^{\text{КЦ}} + \text{П}_{\text{ОП}}^{\text{КЦ}}(3.2)$ 

<a id="p100223"></a>где
<a id="p100224"></a> $\text{П}_{\text{КР}}^{\text{КЦ}}$ - потери природного газа при управлении силовыми пневмоприводами запорной арматуры и кранов-регуляторов в КЦ, тыс. м3;
<a id="p100225"></a> $\text{П}_{\text{АП}}^{\text{КЦ}}$ - потери природного газа при продувках аппаратов КЦ, тыс. м3;
<a id="p100226"></a> $\text{П}_{\text{ЦБК}}^{\text{упл}}$ - потери природного газа из системы уплотнения ЦБК, согласно паспортным данным оборудования, тыс. м3;
<a id="p100227"></a> $\text{П}_{\text{ПК}}^{\text{КЦ}}$ - потери природного газа при проверке работоспособности предохранительных клапанов в КЦ, тыс. м3;
<a id="p100228"></a> $\text{П}_{\text{КИП}}^{\text{КЦ}}$ - потери природного газа при обслуживании КИПиА, тыс. м3;
<a id="p100229"></a> $\text{П}_{\text{ЗРА}}^{\text{КЦ}}$ - потери природного газа из ЗРА, если это предусмотрено паспортом завода-изготовителя, тыс. м3;
<a id="p100230"></a> $\text{П}_{\text{ОП}}^{\text{КЦ}}$ - потери природного газа при отборе проб для аналитического контроля, если это предусмотрено утвержденной технологической схемой КЦ в соответствии с проектной документацией, тыс. м3.


#### <a id="p100231"></a>3.1.1. Потери природного газа при плановых пусках ГПА


<a id="p100232"></a>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:

<a id="p100233"></a> ![формула](https://i.bukva.ai/3ifzVDlN5/img_0.png) 

<a id="p100234"></a>где
<a id="p100235"></a> $V_{\text{КОМ}}^{\text{КЦ}}$ - геометрический объем технологических коммуникаций КЦ согласно утвержденной технологической схеме в составе проектной документации, продуваемый после плановой остановки КЦ, м3;
<a id="p100236"></a>nраб - количество работающих ГПА, требуемое для обеспечения транспорта газа согласно утвержденной технологической схеме КЦ в составе проектной документации;
<a id="p100237"></a> $V_{\text{ЦБК}_{i}}$ , $V_{\text{КОМ}_{i}}^{\text{ГПА}}$ - соответственно геометрический объем контура i-го ЦБК согласно паспортным данным и технологических коммуникаций одного ГПА согласно утвержденной технологической схеме КЦ в составе проектной документации, м3;
<a id="p100238"></a>3 - коэффициент, учитывающий необходимые условия для безопасного выполнения работ;
<a id="p100239"></a>n - количество ГПА, шт.;
<a id="p100240"></a> $N_{\text{ГПА}.\text{КЦ}_{i}}^{\text{пуск}}$ - количество пусков i-го ГПА после планового технического обслуживания и ремонта, определяемое согласно план-графику ТОиР ГПА на планируемый год в соответствии с требованиями завода-изготовителя по наработке часов двигателя и нагнетателя.


#### <a id="p100241"></a>3.1.2. Потери природного газа при плановых остановках ГПА


<a id="p100242"></a>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:

<a id="p100243"></a> ![формула](https://i.bukva.ai/3ifzVDlN5/img_1.png) 

<a id="p100244"></a>где
<a id="p100245"></a>Pат - атмосферное давление, равное Pат = 0,1013 МПа;
<a id="p100246"></a>Тст - стандартная температура, равная Тст = 293,15 К;
<a id="p100247"></a>Zср.КЦ - коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении $P_{\text{КЦ}_{\text{ср}}}$ и температуре $\text{Т}_{\text{КЦ}_{\text{ср}}}$ ;
<a id="p100248"></a>Zср - коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении $P_{\text{ЦБК}_{\text{ср}}}$ и температуре $\text{Т}_{\text{ЦБК}_{\text{ср}}}$ ;
<a id="p100249"></a> $P_{\text{КЦ}_{\text{ср}}};P_{\text{ЦБК}_{\text{ср}}}$ - среднее давление в системе соответственно "вход КЦ-выход КЦ" и "вход ЦБК-технологические коммуникации" до их опорожнения, МПа определяемые по формулам:

<a id="p100250"></a> $P_{\text{КЦ}_{\text{ср}}} = \frac{(P_{\text{КЦ}}^{\text{вх}} + P_{\text{КЦ}}^{\text{вых}})}{2} \text{и }P_{\text{ЦБК}_{\text{ср}}} = \frac{(P_{\text{ЦБК}}^{\text{вх}} + P_{\text{КОМ}}^{\text{вых}})}{2} (3.5)$ 

<a id="p100251"></a>где
<a id="p100252"></a> $P_{\text{КЦ}}^{\text{вх}};P_{\text{ЦБК}}^{\text{вх}}$ - давление газа соответственно на входе в КЦ и ЦБК, МПа;
<a id="p100253"></a> $P_{\text{КЦ}}^{\text{вых}};P_{\text{КОМ}}^{\text{вых}}$ - давление газа на выходе соответственно из КЦ и технологических коммуникаций ЦБК, МПа.
<a id="p100254"></a> $\text{Т}_{\text{КЦ}_{\text{ср}}};\text{Т}_{\text{ЦБК}_{\text{ср}}}$ - средняя температура газа в системе соответственно "вход КЦ-выход КЦ" и "вход ЦБК-технологические коммуникации" до их опорожнения, К определяемые по формулам:

<a id="p100255"></a> $T_{\text{КЦ}_{\text{ср}}} = \frac{(t_{\text{КЦ}}^{\text{вх}} + t_{\text{КЦ}}^{\text{вых}})}{2} + 273,15\text{и }T_{\text{ЦБК}_{\text{ср}}} = \frac{(t_{\text{ЦБК}}^{\text{вх}} + t_{\text{КОМ}}^{\text{вых}})}{2} + 273,15(3.6)$ 

<a id="p100256"></a>где
<a id="p100257"></a> $t_{\text{КЦ}}^{\text{вх}};t_{\text{ЦБК}}^{\text{вх}}$ - температура газа на входе соответственно в КЦ и ЦБК, °C;
<a id="p100258"></a> $t_{\text{КЦ}}^{\text{вых}};t_{\text{КОМ}}^{\text{вых}}$ - температура газа на выходе соответственно из КЦ и технологических коммуникаций ЦБК, °C.
<a id="p100259"></a> $N_{\text{ГПА}_{i}}^{\text{ост}}$ - количество остановок i-го ГПА, которые требуют опорожнения контура ЦБК и технологических коммуникаций, определяемое согласно технологическому регламенту по эксплуатации КЦ и план-графику ТОиР ГПА на планируемый год, в соответствии с требованиями завода-изготовителя;
<a id="p100260"></a>n - количество ГПА, требующих остановки с необходимостью опорожнения контура нагнетателя, шт.


#### <a id="p100261"></a>3.1.3. Потери природного газа при управлении силовыми пневмоприводами запорной арматуры и кранов-регуляторов


<a id="p100262"></a>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:

<a id="p100263"></a> $\text{П}_{\text{КР}}^{\text{КЦ}} = \sum_{i = 1}^{n_{\text{пр}}} (q_{\text{ПР}_{i}} \cdot N_{\text{ПР}_{i}} \cdot 10^{- 3}) + \sum_{i = 1}^{n_{\text{кр}}} (q_{\text{КР}_{i}} \cdot \tau_{\text{КР}_{i}} \cdot 10^{- 3})(3.7)$ 

<a id="p100264"></a>где
<a id="p100265"></a> $q_{\text{ПР}_{i}}$ - объем газа, стравливаемого в атмосферу из силового пневмопривода при одном срабатывании крана в соответствии с паспортом завода-изготовителя, м3;
<a id="p100266"></a> $N_{\text{ПР}_{i}}$ - количество срабатываний привода крана за планируемый период;
<a id="p100267"></a>nпр - количество силовых пневмоприводов в КЦ в соответствии с проектной документацией, шт.;
<a id="p100268"></a> $q_{\text{КР}_{i}}$ - расход газа при работе i-го крана регулятора в соответствии с паспортными данными изделия, м3/ч;
<a id="p100269"></a> $\tau_{\text{КР}_{i}}$ - время работы крана-регулятора за планируемый период, ч;
<a id="p100270"></a>nкр - количество кранов регуляторов в КЦ в соответствии с проектной документацией, шт.


#### <a id="p100271"></a>3.1.4. Потери природного газа при продувках аппаратов КЦ


<a id="p100272"></a>Технологические потери природного газа при продувке аппаратов КЦ (пылеуловителей, фильтров-сепараторов, адсорберов, сепараторов, ресиверов и др.) определяются по формуле:

<a id="p100273"></a> $\text{П}_{\text{АП}}^{\text{КЦ}} = \sum_{i = 1}^{n_{\text{АП}}} q_{\text{АП}_{i}} \cdot N_{\text{АП}_{i}} + \sum_{i = 1}^{n_{\text{АП}}} q_{\text{АП}_{i}}^{\text{АВТ}}(3.8)$ 

<a id="p100274"></a>где
<a id="p100275"></a> $N_{\text{АП}_{i}}$ - количество продувок i-го 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);
<a id="p100276"></a>nап - количество аппаратов в КЦ в соответствии с проектной документацией, шт.;
<a id="p100277"></a> $q_{\text{АП}_{i}}$ - объем природного газа, необходимый для продувки i-го аппарата, при отсутствии автоматического сброса жидкости, тыс. м3, рассчитывают по формуле:

<a id="p100278"></a> $q_{\text{АП}_{i}} = (\frac{2}{k + 1})^{\frac{1}{k - 1}} \cdot \frac{\pi d_{\text{св}}^{2}}{4} \cdot P_{\text{ср}} \cdot \tau_{\text{пр}} \cdot \sqrt{\frac{2k}{(k + 1)\rho_{\text{ст}}T_{\text{АП}}Z_{\text{АП}}} \cdot \frac{T_{\text{ст}}}{P_{\text{ат}}}} (3.9)$ 

<a id="p100279"></a>где
<a id="p100280"></a>k - показатель адиабаты природного газа;
<a id="p100281"></a>dсв - внутренний диаметр свечи или продувочного трубопровода, м;
<a id="p100282"></a>Pср - среднее давление природного газа в аппарате, МПа;
<a id="p100283"></a> $\tau_{\text{пр}}$ - время одной продувки аппарата, согласно технологическому регламенту (но не более 5 сек.), с;
<a id="p100284"></a> $\rho_{\text{ст}}$ - плотность природного газа при стандартных условиях, кг/м3;
<a id="p100285"></a>ТАП - температура газа в аппарате при проведении продувки, К;
<a id="p100286"></a>Тст - стандартная температура, равная Тст = 293,15 К;
<a id="p100287"></a>ZАП - коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении и температуре в аппарате;
<a id="p100288"></a>Pат - атмосферное давление, равное Pат = 0,1013 МПа.
<a id="p100289"></a>В случае наличия автоматического сброса жидкости из аппаратов, для определения технологических потерь природного газа при дегазации жидкости после их сброса, следует использовать формулу:

<a id="p100290"></a> $q_{\text{АП}_{i}}^{\text{АВТ}} = Q_{\text{в}} \cdot (r_{2} - r_{1}) \cdot 10^{- \text{к} \cdot c}(3.10)$ 

<a id="p100291"></a>где
<a id="p100292"></a>Qв - количество воды, сбрасываемой из аппаратов и подвергаемой дегазации, м3/год;
<a id="p100293"></a>r<sub>1</sub>, r<sub>2</sub> - растворимость углеводородных газов в дистиллированной воде соответственно при атмосферном давлении (см. [таблицу 3.1](#p100297)) и давлении перед емкостью для сброса жидкости (см. [таблицу 3.2](#p100314)), м3/м3 жидкости;
<a id="p100294"></a>к - коэффициент Сеченова, учитывающий изменение растворимости газа при наличии солей (коэффициент высаливания) определяемый по [таблице 3.3](#p100331);
<a id="p100295"></a>с - концентрация солей в сбрасываемой воде, определяемая по анализам аккредитованной химической лаборатории, г-экв/л.
<a id="p100296"></a>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.

<a id="p100297"></a>Таблица 3.1 - Растворимость газов в дистиллированной воде при атмосферном давлении и различных температурах.


<table>
<colgroup><col width="20%"><col width="20%"><col width="20%"><col width="20%"><col width="20%"></colgroup>
<tr><td><a id="p100298"></a>Газ</td><td colspan="4"><a id="p100299"></a>Растворимость газов в дистиллированной воде r1, м3/м3, при температуре</td></tr>
<tr><td></td><td><a id="p100300"></a>0 °C</td><td><a id="p100301"></a>20 °C</td><td><a id="p100302"></a>40 °C</td><td><a id="p100303"></a>60 °C</td></tr>
<tr><td><a id="p100304"></a>Метан</td><td><a id="p100305"></a>0,05563</td><td><a id="p100306"></a>0,03376</td><td><a id="p100307"></a>0,02369</td><td><a id="p100308"></a>0,01954</td></tr>
<tr><td><a id="p100309"></a>Этан</td><td><a id="p100310"></a>0,09874</td><td><a id="p100311"></a>0,04724</td><td><a id="p100312"></a>0,02915</td><td><a id="p100313"></a>0,02177</td></tr>
</table>


<a id="p100314"></a>Таблица 3.2 - Растворимость газов при 40 °C в дистиллированной воде.


<table>
<colgroup><col width="20%"><col width="20%"><col width="20%"><col width="20%"><col width="20%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100315"></a>Наименование газа</td><td colspan="4"><a id="p100316"></a>Растворимость газов в дистиллированной воде r2, м3/м3, при давлении</td></tr>
<tr><td><a id="p100317"></a>2,5 МПа</td><td><a id="p100318"></a>5,0 МПа</td><td><a id="p100319"></a>7,5 МПа</td><td><a id="p100320"></a>10,0 МПа</td></tr>
<tr><td><a id="p100321"></a>Метан</td><td><a id="p100322"></a>0,60</td><td><a id="p100323"></a>1,10</td><td><a id="p100324"></a>1,52</td><td><a id="p100325"></a>1,95</td></tr>
<tr><td><a id="p100326"></a>Этан</td><td><a id="p100327"></a>0,57</td><td><a id="p100328"></a>0,87</td><td><a id="p100329"></a>0,97</td><td><a id="p100330"></a>1,00</td></tr>
</table>


<a id="p100331"></a>Таблица 3.3 - Коэффициенты Сеченова для метана, растворенного в водных растворах хлористого натрия.


| <a id="p100332"></a>Температура, °C | <a id="p100333"></a>Коэффициент Сеченова |
| --- | --- |
| <a id="p100334"></a>0 | <a id="p100335"></a>0,165 |
| <a id="p100336"></a>20 | <a id="p100337"></a>0,141 |
| <a id="p100338"></a>40 | <a id="p100339"></a>0,127 |
| <a id="p100340"></a>60 | <a id="p100341"></a>0,119 |
| <a id="p100342"></a>80 | <a id="p100343"></a>0,116 |
| <a id="p100344"></a>100 | <a id="p100345"></a>0,116 |



#### <a id="p100346"></a>3.1.5. Потери природного газа из системы уплотнения ЦБК


<a id="p100347"></a>Технологические потери природного газа из системы уплотнения ЦБК $\text{П}_{\text{ЦБК}_{i}}^{\text{упл}}$ , тыс. м3 согласно руководству по эксплуатации уплотнений и с учетом паспортных данных оборудования определяют по формуле:

<a id="p100348"></a> $\text{П}_{\text{ЦБК}}^{\text{упл}} = \sum_{i = 1}^{n_{\text{м} - \text{г}}} (q_{\text{упл}}^{\text{м} - \text{г}} \cdot \tau_{\text{ГПА}}^{\text{м} - \text{г}})_{i} \cdot 10^{- 3}(3.11)$ 

<a id="p100349"></a>где
<a id="p100350"></a> $\tau_{\text{ГПА}}^{\text{м} - \text{г}}$ - время работы ГПА с гидравлической системой уплотнения в планируемом периоде, ч;
<a id="p100351"></a>nм-г - количество ГПА с гидравлической системой уплотнения в соответствии с проектной документацией, шт.;
<a id="p100352"></a> $q_{\text{упл}}^{\text{м} - \text{г}}$ - расход природного газа в ГПА с гидравлической системой уплотнения "масло-газ", м3/ч принимают согласно паспортным данным завода-изготовителя.


#### <a id="p100353"></a>3.1.6. Потери природного газа при проверке работоспособности предохранительных клапанов в КЦ


<a id="p100354"></a>Технологические потери природного газа при проверке работоспособности предохранительных клапанов в КЦ определяют по формуле:

<a id="p100355"></a> $\text{П}_{\text{ПК}}^{\text{КЦ}} = \sum_{i = 1}^{n_{\text{ПК}}} (q_{\text{ПК}} \cdot N_{\text{ПК}})_{i}(3.12)$ 

<a id="p100356"></a>где
<a id="p100357"></a>NПК - количество проверок одного предохранительного клапана, согласно паспортным данным завода-изготовителя ПК, шт.;
<a id="p100358"></a>qПК - объем природного газа при проверке одного предохранительного клапана, тыс. м3 определяют по формуле:

<a id="p100359"></a> $q_{\text{ПК}} = (\frac{2}{k + 1})^{\frac{1}{k - 1}} \cdot \frac{\pi d_{\text{кл}}^{2}}{4} \cdot \text{К}_{\text{кл}} \cdot P_{\text{кл}} \cdot \tau_{\text{кл}} \cdot \sqrt{\frac{2k}{(k + 1)\rho_{\text{ст}}T_{\text{кл}}Z_{\text{кл}}} \cdot \frac{T_{\text{ст}}}{P_{\text{ат}}}} (3.13)$ 

<a id="p100360"></a>где
<a id="p100361"></a>dкл - диаметр проходного сечения клапана в соответствии с паспортными данными завода-изготовителя, м;
<a id="p100362"></a>k - показатель адиабаты природного газа;
<a id="p100363"></a>Ккл - коэффициент расхода газа клапаном, определяемый по паспортным данным завода-изготовителя;
<a id="p100364"></a> $\tau_{\text{кл}}$ - время срабатывания предохранительного клапана согласно паспортным данным завода-изготовителя, с;
<a id="p100365"></a>Pкл - давление газа при проверке предохранительного клапана, МПа;
<a id="p100366"></a>Ткл - температура газа при проверке клапана, К;
<a id="p100367"></a>Zкл - коэффициент сверх сжимаемости природного газа при Pкл и Ткл;
<a id="p100368"></a> $\rho_{\text{ст}}$ - плотность газа при стандартных условиях, кг/м3.


#### <a id="p100369"></a>3.1.7. Потери природного газа при эксплуатации КИПиА и ЗРА


<a id="p100370"></a>Технологические потери природного газа при эксплуатации КИП, автоматики и телемеханики КЦ, а также ЗРА определяются по паспортным данным КИПиА и ЗРА.


#### <a id="p100371"></a>3.1.8. Потери природного газа при отборе проб в КЦ


<a id="p100372"></a>Технологические потери природного газа при отборе проб в соответствии с утвержденной технологической схемой КЦ в составе проектной документации для аналитического контроля $\text{П}_{\text{ОП}}^{\text{КЦ}}$ , тыс. м3, рассчитывают по формуле:

<a id="p100373"></a> $\text{П}_{\text{ОП}}^{\text{КЦ}} = \sum_{i = 1}^{n_{\text{ОП}}} (q_{\text{ОП}})_{i} + \sum_{i = 1}^{n_{\text{ПОТ}}} (q_{\text{ПОТ}} \cdot \tau)_{i} \cdot 10^{- 3}(3.14)$ 

<a id="p100374"></a>где
<a id="p100375"></a>nОП - количество анализов i-ого вида в расчетном периоде;
<a id="p100376"></a>qОП - потери природного газа при периодическом отборе проб для разовых (лабораторных) анализов газового потока, тыс. м3 рассчитывают по формуле:

<a id="p100377"></a> $q_{\text{ОП}} = 2,893 \cdot \frac{V_{\text{пр}} \cdot P_{\text{пр}}}{T_{\text{пр}} \cdot Z_{\text{пр}}} \cdot (b + 1)(3.15)$ 

<a id="p100378"></a>где
<a id="p100379"></a>Vпр - геометрический объем пробоотборника, м3;
<a id="p100380"></a>Pпр - давление в пробоотборнике, МПа;
<a id="p100381"></a>Тпр - температура в пробоотборнике, К;
<a id="p100382"></a>Zпр - коэффициент сжимаемости при Pпр и Тпр соответственно;
<a id="p100383"></a>b - кратность продувки, т.е. отношение объема (при условии отбора) газа, выпущенного в атмосферу при продувке линии и пробоотборника, к объему пробоотборника (кратность продувки при отборе проб газа принимают равной b = 30);
<a id="p100384"></a>qПОТ - потери природного газа при непрерывной работе i-го прибора на потоке, м3/час, определяемые по паспортным данным завода-изготовителя;
<a id="p100385"></a> $\tau$ - планируемое время работы i-ого прибора в отчетном году, час;
<a id="p100386"></a>nПОТ - количество приборов в соответствии с утвержденной проектной документацией.


### <a id="p100387"></a>3.2. Потери природного газа на ЛЧ магистрального газопровода


<a id="p100388"></a>Технологические потери природного газа на линейной части магистрального газопровода ПЛЧ, тыс. м3 определяют по формуле:

<a id="p100389"></a> $\text{П}_{\text{ЛЧ}} = \text{П}_{\text{КР}}^{\text{ЛЧ}} + \text{П}_{\text{АП}}^{\text{ЛЧ}} + \text{П}_{\text{ПК}}^{\text{ЛЧ}} + \text{П}_{\text{ЗРА}}^{\text{ЛЧ}} + \text{П}_{\text{КРЕМ}}^{\text{ЛЧ}}(3.16)$ 

<a id="p100390"></a>где
<a id="p100391"></a> $\text{П}_{\text{КР}}^{\text{ЛЧ}}$ - потери природного газа при управлении силовыми пневмоприводами запорной арматуры и кранов-регуляторов на ЛЧ магистрального газопровода, тыс. м3;
<a id="p100392"></a> $\text{П}_{\text{АП}}^{\text{ЛЧ}}$ - потери природного газа при продувке аппаратов на ЛЧ магистрального газопровода, тыс. м3;
<a id="p100393"></a> $\text{П}_{\text{ПК}}^{\text{ЛЧ}}$ - потери природного газа при проверке работоспособности предохранительных клапанов на ЛЧ магистрального газопровода, тыс. м3;
<a id="p100394"></a> $\text{П}_{\text{ЗРА}}^{\text{ЛЧ}}$ - потери природного газа из ЗРА, если это предусмотрено паспортом на ЗРА, тыс. м3;
<a id="p100395"></a> $\text{П}_{\text{КРЕМ}}^{\text{ЛЧ}}$ - потери природного газа перед проведением капитального ремонта, тыс. м3.


#### <a id="p100396"></a>3.2.1. Потери природного газа при управлении силовыми пневмоприводами запорной арматуры и кранов-регуляторов ЛЧ магистрального газопровода


<a id="p100397"></a>Технологические потери природного газа при управлении силовыми пневмоприводами запорной арматуры и кранов-регуляторов на ЛЧ магистрального газопровода в случае использования природного газа без дополнительной системы его подготовки в качестве "импульсного"; определяют по формуле:

<a id="p100398"></a> $\text{П}_{\text{КР}}^{\text{ЛЧ}} = \sum_{i = 1}^{n_{\text{пр}}} (q_{\text{ПР}_{i}} \cdot N_{\text{ПР}_{i}} \cdot 10^{- 3}) + \sum_{i = 1}^{n_{\text{кр}}} (q_{\text{КР}_{i}} \cdot \tau_{\text{КР}_{i}} \cdot 10^{- 3})(3.17)$ 

<a id="p100399"></a>где
<a id="p100400"></a> $q_{\text{ПР}_{i}}$ - объем газа, стравливаемого в атмосферу из силового пневмопривода при одном срабатывании крана в соответствии с техническим паспортом изделия, м3;
<a id="p100401"></a> $N_{\text{ПР}_{i}}$ - количество срабатываний привода крана за планируемый период;
<a id="p100402"></a>nпр - количество силовых пневмоприводов в ЛЧ магистрального газопровода в соответствии с утвержденной проектной документацией, шт.;
<a id="p100403"></a> $q_{\text{КР}_{i}}$ - расход газа при работе i-го крана регулятора в соответствии с паспортными данными изделия, м3/ч;
<a id="p100404"></a> $\tau_{\text{КР}_{i}}$ - время работы крана-регулятора за планируемый период, ч;
<a id="p100405"></a>nкр - количество кранов регуляторов на ЛЧ магистрального газопровода в соответствии с утвержденной проектной документацией, шт.


#### <a id="p100406"></a>3.2.2. Потери природного газа при продувках аппаратов ЛЧ магистрального газопровода


<a id="p100407"></a>Технологические потери природного газа при продувке аппаратов ЛЧ магистрального газопровода (дриппов, конденсатосборников и др.) определяют по формуле:

<a id="p100408"></a> $\text{П}_{\text{АП}}^{\text{ЛЧ}} = \sum_{i = 1}^{n_{\text{АП}}} q_{\text{АП}_{i}} \cdot N_{\text{АП}_{i}}(3.18)$ 

<a id="p100409"></a>где
<a id="p100410"></a> $N_{\text{АП}_{i}}$ - количество продувок i-го аппарата за планируемый период в соответствии с требованиями нормативного документа по режиму работы и безопасному обслуживанию аппаратов ЛЧ магистрального газопровода;
<a id="p100411"></a>nап - количество аппаратов ЛЧ магистрального газопровода в соответствии с утвержденной проектной документацией, шт.;
<a id="p100412"></a> $q_{\text{АП}_{i}}$ - объем природного газа, необходимый для продувки i-го аппарата, тыс. м3 определяют аналогично [пункту 3.1.4](#p100271).


#### <a id="p100413"></a>3.2.3. Потери природного газа при проверке работоспособности предохранительных клапанов на ЛЧ магистрального газопровода


<a id="p100414"></a>Технологические потери природного газа при проверке работоспособности предохранительных клапанов ЛЧ магистрального газопровода определяют по формуле:

<a id="p100415"></a> $\text{П}_{\text{ПК}}^{\text{ЛЧ}} = \sum_{i = 1}^{n_{\text{ПК}}} (q_{\text{ПК}_{i}} \cdot N_{\text{ПК}})_{i}(3.19)$ 

<a id="p100416"></a>где
<a id="p100417"></a>NПК - количество проверок одного предохранительного клапана, согласно паспорту завода-изготовителя ПК, шт.;
<a id="p100418"></a>qПК - объем природного газа при проверке одного предохранительного клапана, тыс. м3 определяют аналогично [пункту 3.1.6](#p100353).


#### <a id="p100419"></a>3.2.4. Потери природного газа при эксплуатации КИПиА и ЗРА на ЛЧ магистрального газопровода


<a id="p100420"></a>Технологические потери природного газа при эксплуатации КИП, автоматики и телемеханики на ЛЧ магистрального газопровода, а также ЗРА определяются по паспортным данным на КИПиА и ЗРА.


#### <a id="p100421"></a>3.2.5. Потери природного газа при подготовке газопровода к капитальному ремонту


<a id="p100422"></a>Технологические потери природного газа при подготовке участка газопровода к капитальному ремонту после мероприятий по освобождению магистрального газопровода:

<a id="p100423"></a> $\text{П}_{\text{КРЕМ}}^{\text{ЛЧ}} = \sum_{i = 1}^{n_{\text{КР}}} (q_{\text{КРЕМ}}^{\text{ЛЧ}})_{i}(3.20)$ 

<a id="p100424"></a>где
<a id="p100425"></a>nКР - количество участков газопровода для капитального ремонта; $q_{\text{КРЕМ}}^{\text{ЛЧ}}$ - объем природного газа при опорожнении участка газопровода после мероприятий по освобождению магистрального газопровода, тыс. м3 рассчитывают по формуле:

<a id="p100427"></a> $q_{\text{КРЕМ}}^{\text{ЛЧ}} = \sum_{i = 1}^{n_{\text{КР}}} [2893 \cdot V_{\text{ТР}} \cdot (\frac{P_{\text{ГПА}}^{\text{вс}}}{\text{Т}_{\text{н}} \cdot Z_{\text{н}}} - \frac{P_{\text{ат}}}{\text{Т}_{\text{к}} \cdot Z_{\text{к}}}) \cdot 10^{- 3}](3.21)$ 

<a id="p100428"></a>где
<a id="p100429"></a>2893 - коэффициент приведения объема природного газа к стандартным условиям Тст и Pат, равный $(\frac{293,15}{0,101325} = 2893)$ ;
<a id="p100430"></a>VТР - геометрический объем участка газопровода, опорожняемого для проведения капитального ремонта, м3;
<a id="p100431"></a> $P_{\text{ГПА}}^{\text{вс}}$ - давление всасывания ГПА при проведении работ по сохранению природного газа перед началом капитального ремонта, не выше 1 МПа;
<a id="p100432"></a>Тн, Тк - температура природного газа перед и после опорожнения газопровода, К;
<a id="p100433"></a>Zн, Zк - коэффициенты сверхсжимаемости природного газа при $P_{\text{ГПА}}^{\text{вс}}$ , Тн и Pат, Тк соответственно.


### <a id="p100434"></a>3.3. Потери природного газа на ГРС


<a id="p100435"></a>Технологические потери природного газа на газораспределительных станциях ПГРС, тыс. м3 определяют по формуле:

<a id="p100436"></a> $\text{П}_{\text{ГРС}} = \sum_{i = 1}^{N_{\text{ГРС}}} \text{П}_{\text{ГРС}_{i}}(3.23)$ 

<a id="p100437"></a>где
<a id="p100438"></a>NГРС - количество ГРС на линейном участке магистрального газопровода в соответствии с утвержденной проектной документацией, шт.;
<a id="p100439"></a> $\text{П}_{\text{ГРС}_{i}}$ - потери природного газа i-ой ГРС, тыс. м3, рассчитывают по формуле:

<a id="p100440"></a> $\text{П}_{\text{ГРС}_{i}} = \text{П}_{\text{КР}}^{\text{ГРС}} + \text{П}_{\text{КИП}}^{\text{ГРС}} + \text{П}_{\text{ПК}}^{\text{ГРС}} + \text{П}_{\text{АП}}^{\text{ГРС}} + \text{П}_{\text{УСБ}}^{\text{ГРС}} + \text{П}_{\text{ЗРА}}^{\text{ГРС}} + \text{П}_{\text{ОП}}^{\text{ГРС}}(3.24)$ 

<a id="p100441"></a>где
<a id="p100442"></a> $\text{П}_{\text{КР}}^{\text{ГРС}}$ - потери природного газа при управлении силовыми пневмоприводами запорной арматуры, работе кранов-регуляторов, пневморегуляторов и пневмоустройств на ГРС, тыс. м3;
<a id="p100443"></a> $\text{П}_{\text{КИП}}^{\text{ГРС}}$ - потери природного газа при обслуживании КИПиА на ГРС, тыс. м3;
<a id="p100444"></a> $\text{П}_{\text{ПК}}^{\text{ГРС}}$ - потери природного газа при проверке работоспособности предохранительных клапанов на ГРС, тыс. м3;
<a id="p100445"></a> $\text{П}_{\text{АП}}^{\text{ГРС}}$ - потери природного газа при продувке аппаратов ГРС, тыс. м3;
<a id="p100446"></a> $\text{П}_{\text{УСБ}}^{\text{ГРС}}$ - потери природного газа при продувке дренажей УСБ и импульсных линий отбора газа на датчики давления и перепада давления, тыс. м3;
<a id="p100447"></a> $\text{П}_{\text{ЗРА}}^{\text{ГРС}}$ - потери природного газа из ЗРА, если это предусмотрено паспортом оборудования, тыс. м3;
<a id="p100448"></a> $\text{П}_{\text{ОП}}^{\text{ГРС}}$ - потери природного газа при отборе проб для аналитического контроля, если это предусмотрено утвержденной технологической схемой ГРС в составе проектной документации, тыс. м3.


#### <a id="p100449"></a>3.3.1. Потери природного газа при управлении силовыми пневмоприводами запорной арматуры и кранов-регуляторов на ГРС


<a id="p100450"></a>Технологические потери природного газа при управлении силовыми пневмоприводами запорной арматуры, работе кранов-регуляторов, пневморегуляторов и пневмоустройств в случае использования природного газа без дополнительной системы его подготовки в качестве "импульсного"; определяют по формуле:

<a id="p100451"></a> $\text{П}_{\text{КР}}^{\text{ГРС}} = \sum_{i = 1}^{n_{\text{пр}}} (q_{\text{ПР}_{i}} \cdot N_{\text{ПР}_{i}} \cdot 10^{- 3}) + \sum_{i = 1}^{n_{\text{кр}}} (q_{\text{КР}_{i}} \cdot \tau_{\text{КР}_{i}} \cdot m_{i} \cdot 10^{- 3})(3.25)$ 

<a id="p100452"></a>где
<a id="p100453"></a> $q_{\text{ПР}_{i}}$ - объем газа, стравливаемого в атмосферу из силового пневмопривода при одном срабатывании крана в соответствии с паспортом завода-изготовителя изделия, м3;
<a id="p100454"></a> $N_{\text{ПР}_{i}}$ - количество срабатываний привода крана за планируемый период;
<a id="p100455"></a>nпр - количество силовых пневмоприводов на ГРС в соответствии с утвержденной проектной документацией, шт.;
<a id="p100456"></a> $q_{\text{КР}_{i}}$ - расход газа при работе i-го крана регулятора, пневморегулятора, пневмоустройства в соответствии с паспортом завода-изготовителя, м3/ч;
<a id="p100457"></a> $\tau_{\text{КР}_{i}}$ - время работы крана-регулятора, пневморегулятора, пневмоустройства в планируемом периоде, ч;
<a id="p100458"></a>nкр - количество работающих кранов регуляторов, пневморегуляторов или пневмоустройств данного типа на ГРС, шт;
<a id="p100459"></a>mi - количество типов кранов-регуляторов, пневморегуляторов и пневмоустройств на ГРС в соответствии с утвержденной проектной документацией.


#### <a id="p100460"></a>3.3.2. Потери природного газа при проверке работоспособности предохранительных клапанов на ГРС


<a id="p100461"></a>Технологические потери природного газа при проверке работоспособности предохранительных клапанов на ГРС определяют по формуле:

<a id="p100462"></a> $\text{П}_{\text{ПК}}^{\text{ГРС}} = \sum_{i = 1}^{n_{\text{ПК}}} (q_{\text{ПК}} \cdot N_{\text{ПК}})_{i}(3.26)$ 

<a id="p100463"></a>где
<a id="p100464"></a>NПК - количество проверок одного предохранительного клапана, согласно паспорту завода-изготовителя ПК, шт.;
<a id="p100465"></a>qПК - объем природного газа при проверке одного предохранительного клапана, тыс. м3 определяют аналогично [пункту 3.1.6](#p100353).


#### <a id="p100466"></a>3.3.3. Потери природного газа при продувках аппаратов на ГРС


<a id="p100467"></a>Технологические потери природного газа при продувке аппаратов на ГРС (пылеуловителей, фильтров-сепараторов и др.) определяют по формуле:

<a id="p100468"></a> $\text{П}_{\text{АП}}^{\text{ГРС}} = \sum_{i = 1}^{n_{\text{АП}}} q_{\text{АП}_{i}} \cdot N_{\text{АП}_{i}}(3.27)$ 

<a id="p100469"></a>где
<a id="p100470"></a> $N_{\text{АП}_{i}}$ - количество продувок i-го аппарата за планируемый период в соответствии с требованиями технической документации по режиму работы и безопасному обслуживанию аппаратов ГРС (при отсутствии на аппаратах автоматического сброса жидкости количество продувок принимается таким же, как и с автоматическим сбросом жидкости);
<a id="p100471"></a>nап - количество аппаратов на ГРС в соответствии с утвержденной проектной документацией, шт.;
<a id="p100472"></a> $q_{\text{АП}_{i}}$ - объем природного газа, необходимый для продувки i-го аппарата, тыс. м3, определяют аналогично [пункту 3.1.4](#p100271).


#### <a id="p100473"></a>3.3.4. Потери природного газа при продувках дренажей УСБ и продувке импульсных линий отбора газа на ГРС


<a id="p100474"></a>Технологические потери природного газа при продувке дренажей УСБ и продувке импульсных линий отбора газа на датчики давления и перепада давления на ГРС рассчитывают по формуле:

<a id="p100475"></a> $\text{П}_{\text{УСБ}}^{\text{ГРС}} = \sum_{i = 1}^{n_{\text{УСБ}}} (q_{\text{УСБ}} \cdot N_{\text{УСБ}})_{i}(3.28)$ 

<a id="p100476"></a>где
<a id="p100477"></a>NУСБ - количество продувок i-ой дренажной линии УСБ или импульсной линии отбора газа, шт.;
<a id="p100478"></a>qУСБ - объем природного газа при продувке i-ой дренажной или импульсной линии, тыс. м3 определяют согласно [пункту 3.1.4](#p100271).


#### <a id="p100479"></a>3.3.5. Потери природного газа при эксплуатации КИПиА и ЗРА на ГРС


<a id="p100480"></a>Технологические потери природного газа при эксплуатации КИП, автоматики и телемеханики на ГРС, а также ЗРА определяются в соответствии с паспортами заводов-изготовителей КИПиА и ЗРА.


#### <a id="p100481"></a>3.3.6. Потери природного газа при отборе проб на ГРС


<a id="p100482"></a>Технологические потери природного газа при отборе проб в соответствии с утвержденной технологической схемой ГРС в составе проектной документации для аналитического контроля $\text{П}_{\text{ОП}}^{\text{ГРС}}$ , тыс. м3, рассчитывают по формуле:

<a id="p100483"></a> $\text{П}_{\text{ОП}}^{\text{ГРС}} = \sum_{i = 1}^{n_{\text{ОП}}} (q_{\text{ОП}})_{i}(3.29)$ 

<a id="p100484"></a>где
<a id="p100485"></a>nОП - количество анализов i-ого вида в расчетном периоде;
<a id="p100486"></a>qОП - потери природного газа при периодическом отборе проб для разовых (лабораторных) анализов газового потока, тыс. м3 определяют аналогично [пункту 3.1.8](#p100371).


### <a id="p100487"></a>3.4. Потери природного газа на ГИС


<a id="p100488"></a>Технологические потери природного газа на газоизмерительных станциях ПГИС, тыс. м3 определяют по формуле:

<a id="p100489"></a> $\text{П}_{\text{ГИС}} = \sum_{i = 1}^{N_{\text{ГИС}}} \text{П}_{\text{ГИС}_{i}}(3.30)$ 

<a id="p100490"></a>где
<a id="p100491"></a>NГИС - количество ГИС на линейном участке МГ в соответствии с проектной документацией, шт.;
<a id="p100492"></a> $\text{П}_{\text{ГИС}_{i}}$ - потери природного газа i-ой ГИС, тыс. м3, рассчитывают по формуле:

<a id="p100493"></a> $\text{П}_{\text{ГИС}_{i}} = \text{П}_{\text{КР}}^{\text{ГИС}} + \text{П}_{\text{УСБ}}^{\text{ГИС}} + \text{П}_{\text{ЗРА}}^{\text{ГИС}} + \text{П}_{\text{ОП}}^{\text{ГИС}}(3.31)$ 

<a id="p100494"></a>где
<a id="p100495"></a> $\text{П}_{\text{КР}}^{\text{ГИС}}$ - потери природного газа при управлении силовыми пневмоприводами запорной арматуры, работе кранов-регуляторов, пневморегуляторов и пневмоустройств на ГИС, в соответствии с утвержденной технологической схемой ГИС в составе проектной документации, тыс. м3;
<a id="p100496"></a> $\text{П}_{\text{УСБ}}^{\text{ГИС}}$ - потери природного газа при продувке дренажей УСБ и импульсных линий отбора газа на датчики давления и перепада давления, тыс. м3;
<a id="p100497"></a> $\text{П}_{\text{ЗРА}}^{\text{ГИС}}$ - потери природного газа из ЗРА, если это предусмотрено паспортом на ЗРА, тыс. м3;
<a id="p100498"></a> $\text{П}_{\text{ОП}}^{\text{ГИС}}$ - потери природного газа при отборе проб для аналитического контроля, если это предусмотрено утвержденной технологической схемой ГИС в составе проектной документации, тыс. м3.


#### <a id="p100499"></a>3.4.1. Потери природного газа при управлении силовыми пневмоприводами запорной арматуры и кранов-регуляторов на ГИС


<a id="p100500"></a>Технологические потери природного газа при управлении силовыми пневмоприводами запорной арматуры, работе кранов-регуляторов, пневморегуляторов и пневмоустройств в случае использования природного газа без дополнительной системы его подготовки в качестве "импульсного"; определяют по формуле:

<a id="p100501"></a> $\text{П}_{\text{КР}}^{\text{ГИС}} = \sum_{i = 1}^{n_{\text{пр}}} (q_{\text{ПР}_{i}} \cdot N_{\text{ПР}_{i}} \cdot 10^{- 3}) + \sum_{i = 1}^{n_{\text{кр}}} (q_{\text{КР}_{i}} \cdot \tau_{\text{КР}_{i}} \cdot m_{i} \cdot 10^{- 3})(3.32)$ 

<a id="p100502"></a>где
<a id="p100503"></a> $q_{\text{ПР}_{i}}$ - объем газа, стравливаемого в атмосферу из силового пневмопривода при одном срабатывании крана в соответствии с паспортом завода-изготовителя, м3;
<a id="p100504"></a> $N_{\text{ПР}_{i}}$ - количество срабатываний привода крана за планируемый период;
<a id="p100505"></a>nпр - количество силовых пневмоприводов на ГИС, шт.;
<a id="p100506"></a> $q_{\text{КР}_{i}}$ - расход газа при работе i-го крана регулятора, пневморегулятора, пневмоустройства в соответствии с паспортом завода-изготовителя, м3/ч;
<a id="p100507"></a> $\tau_{\text{КР}_{i}}$ - время работы крана-регулятора, пневморегулятора, пневмоустройства в планируемом периоде, ч;
<a id="p100508"></a>nкр - количество работающих кранов регуляторов, пневморегуляторов или пневмоустройств данного типа на ГИС, шт;
<a id="p100509"></a>mi - количество типов кранов-регуляторов, пневморегуляторов и пневмоустройств на ГИС в соответствии с проектной документацией.


#### <a id="p100510"></a>3.4.2. Потери природного газа при продувках дренажей УСБ и продувке импульсных линий отбора газа на ГИС


<a id="p100511"></a>Технологические потери природного газа при продувке дренажей УСБ и продувке импульсных линий отбора газа на датчики давления и перепада давления на ГИС рассчитывают по формуле:

<a id="p100512"></a> $\text{П}_{\text{УСБ}}^{\text{ГИС}} = \sum_{i = 1}^{n_{\text{УСБ}}} (q_{\text{УСБ}} \cdot N_{\text{УСБ}})_{i}(3.33)$ 

<a id="p100513"></a>где
<a id="p100514"></a>NУСБ - количество продувок i-ой дренажной линии УСБ или импульсной линии отбора газа, шт.;
<a id="p100515"></a>qУСБ - объем природного газа при продувке i-ой дренажной или импульсной линии, тыс. м3 определяют согласно [пункту 3.1.4](#p100271).


#### <a id="p100516"></a>3.4.3. Потери природного газа при эксплуатации ЗРА на ГИС


<a id="p100517"></a>Технологические потери природного газа при эксплуатации ЗРА, установленной на ГИС определяются в соответствии с паспортами заводов-изготовителей.


#### <a id="p100518"></a>3.4.4. Потери природного газа при отборе проб на ГИС


<a id="p100519"></a>Технологические потери природного газа при отборе проб в соответствии с утвержденной технологической схемой ГИС в составе проектной документации для аналитического контроля $\text{П}_{\text{ОП}}^{\text{ГИС}}$ , тыс. м3, рассчитывают по формуле:

<a id="p100520"></a> $\text{П}_{\text{ОП}}^{\text{ГИС}} = \sum_{i = 1}^{n_{\text{ОП}}} (q_{\text{ОП}})_{i}(3.34)$ 

<a id="p100521"></a>где
<a id="p100522"></a>nОП - количество анализов i-ого вида в расчетном периоде;
<a id="p100523"></a>qОП - потери природного газа при периодическом отборе проб для разовых (лабораторных) анализов газового потока, тыс. м3 определяют аналогично [пункту 3.1.8](#p100371).


## <a id="p100524"></a>Список используемой литературы



1. <a id="p100525"></a>Временные рекомендации по определению и нормированию технологических затрат газа при эксплуатации промысловых и магистральных газопроводов (утверждены Заместителем министра газовой промышленности 19 июня 1973 г.)
2. <a id="p100526"></a>Гриценко, А.И. "Руководство по исследованию скважин" / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов и др. - М.: Наука, 1995. - 523 с.
3. <a id="p100527"></a>Сарданашвили С.А. "Расчетные методы и алгоритмы (трубопроводный транспорт газа)" / С.А. Сарданашвили - М.: Издательство "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - 577 с.
4. <a id="p100528"></a>[Правила](https://bukva.ai/docs/prikaz-101-2013-rostehnadzor-federalnaya#p100011) безопасности в нефтяной и газовой промышленности (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 N 101).
5. <a id="p100529"></a>Технический регламент Евразийского экономического союза "О безопасности газа горючего природного, подготовленного к транспортированию и (или) использованию" принят распоряжением Коллегии Евразийской экономической комиссии от 05.12.2017 N 176.
6. <a id="p100530"></a>Технический [регламент](https://bukva.ai/docs/reshenie-41-2013#p100011) Таможенного союза "О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением" (ТР ТС 032/2013).
   <a id="p100531"></a>------------------------------------------------------------------