Metodologie din 2018 de calcul al consumului tehnologic din sistemul de transport al gazelor naturale

M.Of. 610

Ieşit din vigoare
Versiune de la: 16 Iunie 2020
Metodologie din 2018 de calcul al consumului tehnologic din sistemul de transport al gazelor naturale
Dată act: 4-iul-2018
Emitent: Autoritatea Nationala de Reglementare in Domeniul Energiei
CAPITOLUL I:Scop şi domeniu de aplicare
Art. 1
Prezenta metodologie are drept scop stabilirea unei metode unitare de calcul al consumului tehnologic de gaze naturale din sistemul de transport al gazelor naturale, denumit în continuare ST, şi se aplică de operatorul de transport şi de sistem, denumit în continuare OTS.
Art. 2
(1)În sensul prezentei metodologii, consumul tehnologic reprezintă cantitatea de gaze naturale, exprimată în unităţi de volum şi de energie, necesară a fi consumată de OTS pentru asigurarea parametrilor tehnologici necesari desfăşurării activităţii de transport al gazelor naturale.
(2)Consumul tehnologic din ST calculat/estimat pe durata unui an gazier de OTS şi transmis la ANRE este compus din:
a)consumul tehnologic localizat-determinat;
b)consumul tehnologic nelocalizat-estimat.
(3)Consumul tehnologic localizat-determinat din ST, prevăzut la alin. (2) lit. a), este sumă a cantităţilor de gaze naturale achiziţionate de OTS în vederea:
a)funcţionării staţiilor de comprimare a gazelor naturale, calculate conform prevederilor art. 5;
b)încălzirii gazelor naturale şi a incintelor tehnologice, calculate conform prevederilor art. 6;
c)curăţării impurităţilor din conductele de transport al gazelor naturale, calculate conform prevederilor art. 7;
d)curăţării impurităţilor din separatoarele de lichide montate pe traseul conductelor de transport al gazelor naturale, calculate conform prevederilor art. 8;
e)verificării şi reglării periodice a supapelor de siguranţă, calculate conform prevederilor art. 9;
f)reparării, reabilitării şi/sau dezvoltării ST, calculate conform prevederilor art. 11.
(4)Consumul tehnologic nelocalizat-estimat din ST, prevăzut la alin. (2) lit. b), este sumă a cantităţilor de gaze naturale achiziţionate de OTS, ca urmare a:
a)uzurii în exploatare a conductelor de transport al gazelor naturale, estimate conform prevederilor art. 12;
b)neetanşeităţilor îmbinărilor demontabile datorate uzurii în exploatare, estimate conform prevederilor art. 13;
c)creşterii accidentale a presiunii la exploatarea supapelor de siguranţă, estimate conform prevederilor art. 14;
d)accidentelor tehnice, fisuri şi ruperi, estimate conform prevederilor art. 15-18.
(5)În categoria de consum tehnologic din ST nu se încadrează cantităţile de gaze naturale achiziţionate în vederea:
a)utilizării în scop administrativ de OTS în sediile aflate în proprietatea/folosinţa acestuia;
b)compensării volumelor de gaze naturale disipate în urma unor incidente tehnice, cu autor cunoscut;
c)compensării volumelor de gaze naturale disipate în urma unor incidente tehnice în ST, cu autor necunoscut, dacă OTS nu deţine înscrisuri din care să rezulte măsurile întreprinse pentru recuperarea prejudiciului;
d)compensării volumelor de gaze naturale disipate în urma unor vicii de execuţie ale obiectivelor din ST aflate în perioada de garanţie;
e)compensării volumelor de gaze naturale disipate în urma unor intervenţii neautorizate ale terţilor asupra sistemelor/mijloacelor de măsurare a gazelor naturale, respectiv:
(i)deteriorarea, modificarea fără drept sau blocarea funcţionării acestora;
(ii)ocolirea indicaţiilor acestora, prin realizarea de instalaţii clandestine;
f)compensării volumelor de gaze naturale disipate în urma folosirii instalaţiilor clandestine racordate la ST;
g)compensării volumelor de gaze naturale datorate dezechilibrelor din sistem, ca urmare a unor consumuri înregistrate de utilizatorii de reţea peste cele alocate/nominalizate ferm prin contractele încheiate cu OTS.
CAPITOLUL II:Abrevieri, expresii şi termeni
Art. 3
În sensul prezentei metodologii, următoarele abrevieri, expresii şi termeni se definesc după cum urmează:
a)ANRE - Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei;
a1)NT - nodul tehnologic;
a2)SC - staţia de comprimare a gazelor naturale;

b)SM - staţie de măsurare a gazelor naturale;
b1)SCV - staţia de comandă vane;

c)SRM - staţie de reglare-măsurare a gazelor naturale;
d)condiţii normale - condiţii în care temperatura gazelor naturale este TN = 273,15 K şi presiunea gazelor naturale este PN = 101325 Pa;
e)condiţii standard - condiţii în care temperatura gazelor naturale este Ts = 288,15 K şi presiunea gazelor naturale este Ps = 101325 Pa;
f)Codul reţelei - Codul reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale, aprobat prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 16/2013, cu modificările şi completările ulterioare;
f1)incinta tehnologică - incinta în care se adăpostesc instalaţiile/echipamentele tehnice şi tehnologice, care deservesc strict activitatea de operare/exploatare şi supraveghere în funcţionare a instalaţiilor/echipamentelor;

g)Lege - Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare;
h)Normă de mentenanţă - Norma tehnică specifică pentru sistemul naţional de transport al gazelor naturale - mentenanţa conductelor de transport gaze naturale, aprobată prin Decizia preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 2.453/20101.
1Decizia preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 2.453/2010 nu a fost publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I.
i)spaţiul administrativ - spaţiul în care se desfăşoară diverse activităţi legate de obiectul de activitate al OTS, dar care nu sunt în strânsă legătură cu o instalaţie tehnologică sau cu un echipament tehnologic.

Art. 4
Termenii prevăzuţi la art. 3 se completează cu termenii definiţi în Lege şi în legislaţia aplicabilă în domeniul gazelor naturale.
CAPITOLUL III:Calculul consumului tehnologic localizat-determinat din sistemul de transport
Art. 5
(1)Volumul de gaze naturale, în condiţii standard, necesar funcţionării staţiilor de comprimare a gazelor naturale, se determină prin intermediul sistemelor/mijloacelor de măsurare şi se calculează de OTS cu formula:
Vs = VIcurent - VIanterior,
unde:
- Vs - volumul de gaze naturale necesar funcţionării staţiei de comprimare a gazelor naturale, [m3];
- VIcurent - volumul de gaze naturale precizat de indexul curent, [m3];
- VIanterior - volumul de gaze naturale precizat de indexul anterior, [m3].

(2)OTS înregistrează informaţiile care au stat la baza calculării volumelor de gaze naturale prevăzute la alin. (1) şi (6) în conformitate cu tabelele nr. 1 şi 11 din anexa nr. 1.

(3)Conversia volumului de gaze naturale prevăzut la alin. (1) în unităţi de energie se realizează aplicând formula:
E = Vs x Hs
unde:
- E - energia gazelor naturale, [MWh], rotunjită la 6 zecimale;
- Vs - volumul de gaze naturale necesar funcţionării staţiei de comprimare a gazelor naturale, [m3];
- Hs - puterea calorifică superioară, [MWh/m3], rotunjită la 6 zecimale.
(4)Puterea calorifică superioară prevăzută la alin. (3) este Hs din zona de calitate aferentă sursei din care provin gazele naturale utilizate la funcţionarea staţiilor de comprimare sau a staţiilor mobile de comprimare/transvazare, din data citirii sistemelor/mijloacelor de măsurare a gazelor naturale.

(5)Citirile sistemelor/mijloacelor de măsurare a gazelor naturale prevăzute la alin. (1) se realizează lunar în aceeaşi dată a lunii.
(6)Volumul de gaze naturale, în condiţii standard, necesar funcţionării staţiilor mobile de comprimare/transvazare a gazelor naturale se calculează de OTS cu formula:
VSm = (Qmax x LFmed)100 x t,
unde:
- VSm - volumul de gaze naturale necesar funcţionării staţiei mobile de comprimare/transvazare a gazelor naturale, [m3];
- Qmax - consumul motorului staţiei mobile de comprimare la încărcarea maximă (factorul de încărcare, LF=100%), conform manualului producătorului, [m3/h];
- LFmed - media aritmetică a înregistrărilor orare ale factorului de încărcare, monitorizat pe interfaţa HMI a sistemului de automatizare al staţiei mobile de comprimare, [%];
- t - timpul de funcţionare al staţiei mobile de comprimare, [h].
(7)Conversia volumului de gaze naturale, prevăzut la alin. (6), în unităţi de energie se realizează aplicând formula prevăzută la alin. (3) şi înlocuind Vs cu VSm.
(8)În cazul sistemelor/mijloacelor de măsurare a gazelor naturale la care înregistrarea volumelor nu se face pe baza indexurilor, volumul VS se determină ca sumă a volumelor zilnice înregistrate.

Art. 6
(1)Volumul de gaze naturale, în condiţii standard, necesar încălzirii gazelor naturale şi a incintelor tehnologice, precum şi cel necesar funcţionării grupurilor generatoare de curent electric se determină prin intermediul sistemelor/mijloacelor de măsurare amplasate în SRM/SM/NT/SCV/SC, după caz, şi se calculează de OTS cu formula:
VI = VîncSA - VSA,
unde:
- VI - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale şi a incintelor tehnologice, precum şi pentru funcţionarea grupurilor generatoare de curent electric, [m3];
- VîncSA - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale, a incintelor tehnologice şi a spaţiilor administrative, precum şi pentru funcţionarea grupurilor generatoare de curent electric, măsurat cu un sistem/mijloc de măsurare, [m3];
- VSA - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea spaţiilor administrative, măsurat cu un sistem/mijloc de măsurare [m3].

(11)În situaţiile în care volumul de gaze naturale, în condiţii standard, utilizat drept combustibil pentru încălzirea spaţiilor administrative (VSA) nu este măsurat cu un sistem/mijloc de măsurare, acesta se calculează de OTS în funcţie de volumul spaţiului administrativ încălzit, cu formula:
VSA = (VîncSA - Vîncgn - Vgen) x VolSA/Voltot,
unde:
- VîncSA - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale, a incintelor tehnologice şi a spaţiilor administrative, precum şi pentru funcţionarea grupurilor generatoare de curent electric, măsurat cu un sistem/mijloc de măsurare, [m3];
- Vîncgn - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale, [m3];
- Vgen - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru funcţionarea grupurilor generatoare de curent electric, măsurat cu un sistem/mijloc de măsurare, [m3];
- VolSA - volumul spaţiului administrativ încălzit, [m3];
- Voltot - volumul spaţiului total încălzit (volumul incintelor tehnologice încălzite şi a spaţiilor administrative încălzite), [m3].
(12)Pentru situaţia prevăzută la alin. (11), volumul de gaze naturale, în condiţii standard, utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale se calculează de OTS cu formula:
Vîncgn = QC x t,
unde:
- Vîncgn - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale, [m3];
- QC - debitul de gaze naturale consumat pentru încălzirea gazelor naturale vehiculate, [m3/h];
- t - timpul funcţionării încălzitorului de gaze naturale, [h].
(13)Debitul de gaze naturale prevăzut la alin. (12) se calculează de OTS cu formula:
QC = W2/eta2 x PCI,
unde:
- W2 - energia termică cedată de gazele naturale prin ardere, [kJ/h]; aceasta este egală cu energia termică necesară încălzirii gazelor naturale de la o temperatură la alta, respectiv W2 = W1;
- eta2 - randamentul centralei termice dat de producător;
- PCI - puterea calorifică inferioară a gazelor naturale destinate arderii; aceasta se preia din buletinul de analiză cromatografică emis pentru punctul de prelevare cel mai apropiat şi cu data prelevării cea mai apropiată de data citirii contoarelor, [kJ/m3].
(14)Energia termică prevăzută la alin. (13) se calculează de OTS cu formula:
W1 = Q1 x
[(rho1 - rho2) x J + (T2 - T1)] x r S x Cp/eta1,
unde:
- W1 - energia termică necesară încălzirii gazelor naturale până la o temperatură superioară, cu cel puţin 2°C peste valoarea de 0°C după ultimul element de laminare, [kJ/h];
- Q1 - debitul de gaze naturale, [m3/h];
- rho1 - presiunea gazelor naturale la intrare în SRM, [bar];
- rho2 - presiunea gazelor naturale la ieşirea din SRM, [bar];
- J - coeficientul de detentă Joule-Thomson; se ia în considerare J = 0,5, [K/bar];
- T1 - temperatura gazelor naturale la intrarea în SRM, [K];
- T2 - temperatura impusă a gazelor naturale la ieşirea din SRM, [K]; t2 = 2-5°C;
- r S - densitatea gazelor naturale destinate încălzirii, în condiţii standard; aceasta se preia din buletinul de analiză cromatografică emis pentru punctul de prelevare cel mai apropiat şi cu data prelevării cea mai apropiată de data citirii contoarelor, [kg/m3];
- Cp - căldura specifică izobară a gazelor naturale destinate încălzirii, [kJ/kgK];
- eta1 - randamentul schimbătorului de căldură; pentru schimbător apă - gaz în contracurent se ia în considerare eta1 = 0,85.
(15)Debitul de gaze naturale, prevăzut la alin. (14), se calculează de OTS cu formula:
Q1 = Q/t,
unde:
- Q - volumul total de gaze naturale vehiculat destinat încălzirii, [m3];
- t - timpul funcţionării încălzitorului de gaze naturale, [h].
(16)Căldura specifică izobară a gazelor naturale destinate încălzirii, prevăzută la alin. (14), se calculează de OTS ca medie ponderată a căldurilor specifice izobare ale componenţilor amestecului de gaze, folosind formula:
Cp = Sumani=1yi x Cpi,
unde:
- yi - fracţia molară a fiecărui component din amestecul de gaze; aceasta se preia din buletinul de analiză cromatografică emis pentru punctul de prelevare cel mai apropiat şi cu data prelevării cea mai apropiată de data citirii contoarelor;
- Cpi - căldura specifică izobară a fiecărui component din amestecul de gaze, [J/kgK].
(17)Căldura specifică izobară a fiecărui component din amestecul de gaze, prevăzută la alin. (16), se calculează de OTS cu formula:
Cpi = R x [aki + bki x (T - 273,15) + cki x (T - 273,15)2],
unde:
- R - constanta universală a gazului, [J/kgK]; aceasta se calculează cu formulele prevăzute la art. 11;
- aki, bki, cki - constante specifice fiecărui component al amestecului de gaze naturale; valorile constantelor sunt prezentate în tabelul nr. 10;
- T - temperatura gazelor naturale, [K].
Tabelul nr. 10

Component

aki

bki x 100

cki x 100000

metan

4,1947

0,3639

1,49

etan

5,9569

1,377

1,69

propan

8,2671

2,286

1,9

iso-butan

10,824

3,153

0,82

n-butan

11,109

2,875

1,82

neo-pentan

13,407

3,53

1,39

iso-pentan

13,412

3,54

1,4

n-pentan

13,587

3,288

2,98

n-hexan

16,134

3,986

3,6

n-heptan

18,642

4,786

3,84

n-octan

21,192

5,48

4,3

n-nonan

23,730

6,172

4,76

azot

3,502

0,044

0,28

oxigen

3,52

0,044

0,28

bioxid de carbon

4,324

0,58

-0,65

(2)Volumul VSA prevăzut la alin. (1) este consumul energetic declarat de OTS.
(3)În situaţia în care funcţionează mai multe instalaţii de încălzire a gazelor naturale în aceeaşi lună, OTS raportează toate volumele de gaze naturale calculate în conformitate cu prevederile alin. (1).
(4)OTS înregistrează informaţiile care au stat la baza calculării volumelor de gaze naturale prevăzute la alin. (1), în conformitate cu tabelul nr. 2 din anexa nr. 1.
(5)Conversia volumului de gaze naturale, prevăzut la alin. (1), în unităţi de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) şi luând în considerare puterea calorifică superioară, din data citirii sistemelor/mijloacelor de măsurare a gazelor naturale:
a)aferentă zonei de calitate în care este amplasată SRM/SM;
b)din zona de calitate aferentă sursei din care provin gazele naturale care alimentează NT/SCV/SC.

Art. 7
(1)Volumul de gaze naturale, în condiţii standard, necesar curăţării impurităţilor din conductele de transport al gazelor naturale, după cuplare sau la activităţile de mentenanţă, se realizează prin introducerea în conductă a unei cantităţi de gaze naturale, sub presiune, până la evacuarea aerului, respectiv a impurităţilor solide/lichide din aceasta, care se prezintă sub forma de particule solide zgură, praf sau particule lichide, şi se calculează, dacă este cazul, de OTS cu formula:
Vs imp = D2/4 L s p/pa,
unde:
- Vs imp - volumul de gaze naturale necesar curăţării de impurităţi a conductelor de transport al gazelor naturale, [m3];
- D - diametrul interior al conductei de transport al gazelor naturale, [m];
- L - lungimea conductei de transport al gazelor naturale, [m];
- s - coeficient de alunecare, s = 1,02 - 1,15;
- pa - presiunea atmosferică, pa = 101325 Pa;
- rho - presiunea gazelor naturale la care se realizează operaţiunea de curăţare a conductei, [Pa].

(11)Formula prevăzută la alin. (1) se aplică şi pentru determinarea volumelor de gaze naturale în cazul operaţiunilor de godevilare, respectiv pentru:
a)volumul de gaze naturale refulat din gara de lansare, după lansarea PIG-ului;
b)volumul de gaze naturale refulat, necesar curăţării impurităţilor din tronsoanele de conductă situate între robinetul din amonte de gara de sosire şi gara de sosire.

(2)Dacă procesul de curăţare de impurităţi şi umplerea conductei cu gaze naturale sunt operaţii simultane, volumul de gaze naturale prevăzut la alin. (1) se calculează numai pentru curăţarea conductei.
(3)În situaţia în care sunt supuse curăţării de impurităţi mai multe tronsoane de conductă în aceeaşi lună, OTS raportează toate volumele de gaze naturale calculate în conformitate cu prevederile alin. (1).
(4)OTS înregistrează informaţiile care au stat la baza calculării volumelor de gaze naturale prevăzute la alin. (1), în conformitate cu tabelul nr. 3 din anexa nr. 1.
(5)Conversia volumului de gaze naturale, prevăzut la alin. (1), în unităţi de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) şi luând în considerare puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate în care este amplasată conducta de transport al gazelor naturale sau, după caz, puterea calorifică superioară a zonei de calitate aferente sursei din care provin gazele naturale utilizate la curăţarea impurităţilor; în ambele cazuri, puterea calorifică superioară corespunde datei la care se realizează curăţarea impurităţilor.

Art. 8
(1)Volumul de gaze naturale, în condiţii standard, necesar curăţării impurităţilor din separatoarele de lichide montate pe traseul conductelor de transport al gazelor naturale, inclusiv a celor amplasate în vecinătatea gărilor de primire PIG şi a celor montate subteran în SRM/SCV/NT, VSL, se calculează, dacă este cazul, de OTS, ţinând cont de diametrul şi lungimea conductei de refulare.

(2)Pentru calculul volumului prevăzut la alin. (1) şi prezentat în tabelul nr. 1 au fost luate în considerare următoarele informaţii:
a)presiunea de calcul a gazelor naturale - 10 bari (10 x 105 Pa);
b)diametrul nominal al conductei de refulare Phi1'' - 4'', respectiv Dr 25 mm - 100 mm;

c)lungimea conductei de refulare Lr = 1 m - 30 m;

d)coeficientul pierderilor de presiune liniare (prin frecare) f = 5;
e)timpul de curgere picături + gaze naturale, = 30 s;
f)formula de calcul al debitului de gaze naturale, între presiunea de lucru din conducta de refulare şi presiunea atmosferică, prevăzută la art. 50 din Normele tehnice pentru proiectarea şi execuţia conductelor de transport gaze naturale, aprobate prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 118/2013, cu modificările şi completările ulterioare.
(3)Pentru alte valori ale lungimii şi diametrului nominal al conductei de refulare, volumul de gaze naturale, prevăzut la alin. (1), se obţine prin interpolarea liniară a informaţiilor din tabelul nr. 1.
Tabelul nr. 1

Diametru nominal al conductei de refulare

Lungime conductă de refulare

Dr

1

5

7

10

15

20

25

30

mm

m

m

m

m

m

m

m

m

25

27,4

22,3

20,3

18,1

15,6

13,9

12,7

11,7

32

50,4

41,8

38,4

34,6

30,2

27,1

24,8

22,8

40

67,9

57,4

53,1

48,1

42,3

38,2

35,0

31,9

50

113,2

97,7

91,3

83,7

74,4

67,6

62,4

57,9

80

275,0

245,9

233,5

218,1

198,0

182,5

170,3

160,1

100

447,8

436,6

418,5

395,1

363,5

338,4

318,0

300,5

(4)Pentru alte valori ale presiunii, volumul de gaze naturale din tabelul nr. 1 se va înmulţi cu coeficientul prevăzut în figura nr. 1.
Coeficient de corecţie, verificare şi reglare periodică a supapelor de siguranţă, presiune înaltă
[POZA - a se vedea actul modificator]

Figura nr. 1
(41)Modul de calcul prevăzut la alin. (2)-(4) se aplică şi pentru determinarea volumelor de gaze naturale necesare purjării:
a)sifoanelor montate pe traseul conductelor de transport al gazelor naturale;
b)instalaţiilor de filtrare şi separare a gazelor naturale amplasate suprateran.

(5)În situaţia în care sunt supuse curăţării de impurităţi mai multe separatoare de lichide în aceeaşi lună, OTS raportează toate volumele de gaze naturale calculate în conformitate cu prevederile alin. (2)-(4).
(6)OTS înregistrează informaţiile care au stat la baza calculării volumelor de gaze naturale prevăzute la alin. (1), în conformitate cu tabelul nr. 4 din anexa nr. 1.
(7)Conversia volumului de gaze naturale prevăzut la alin. (1) în unităţi de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) şi luând în considerare puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate în care sunt amplasate separatoarele de lichide prevăzute la alin. (1) sau sifoanele şi instalaţiile de filtrare şi separare prevăzute la alin. (41), din data curăţării de impurităţi a acestora.

Art. 9
(1)Volumul de gaze naturale, în condiţii standard, necesar verificării şi reglării periodice a supapelor de siguranţă, VSS, se calculează, dacă este cazul, de OTS ţinând cont de diametrul şi lungimea conductei de refulare.
(2)Pentru calculul volumului prevăzut la alin. (1) şi prezentat în tabelul nr. 2 au fost luate în considerare următoarele informaţii:
a)presiunea de calcul a gazelor naturale - 10 bari (10 x 105 Pa);
b)diametrul nominal al conductei de refulare Phi1'' - 8'', respectiv Dr = 25 mm - 200 mm;

c)lungimea conductei de refulare Lr = 3 m;
d)coeficientul pierderilor de presiune liniare (prin frecare) f = 4;
e)timpul de încercare al supapei (timpul de acţionare), = 30 s - 300 s;
f)formula de calcul al debitului de gaze naturale, între presiunea de lucru din conducta de refulare şi presiunea atmosferică, prevăzută la art. 50 din Normele tehnice pentru proiectarea şi execuţia conductelor de transport gaze naturale, aprobate prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 118/2013, cu modificările şi completările ulterioare.
Tabelul nr. 2

Diametrul nominal al conductei de refulare

Timp de încercare al supapei (timpul de acţionare)

Dr

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

mm

s

s

s

s

s

s

s

s

s

s

s

s

s

12

0,10

0,14

0,18

0,22

0,26

0,30

0,34

0,38

0,42

0,46

0,50

0,54

0,58

15

0,20

0,34

0,48

0,62

0,76

0,90

1,04

1,18

1,32

1,46

1,60

1,74

1,88

18

0,30

0,54

0,78

1,02

1,26

1,50

1,74

1,98

2,22

2,46

2,70

2,94

3,18

20

0,37

0,70

1,03

1,36

1,69

2,01

2,34

2,67

3,00

3,33

3,66

3,99

4,31

22

0,50

0,96

1,42

1,88

2,34

2,80

3,26

3,72

4,18

4,64

5,10

5,56

6,02

25

0,68

1,33

1,98

2,64

3,29

3,94

4,59

5,25

5,90

6,55

7,20

7,86

8,51

32

1,19

2,42

3,66

4,90

6,13

7,37

8,61

9,85

11,08

12,32

13,56

14,79

16,03

40

1,69

3,40

5,11

6,82

8,53

10,24

11,95

13,66

15,37

17,08

18,79

20,50

22,20

50

3,02

5,96

8,89

11,83

14,77

17,71

20,65

23,59

26,53

29,47

32,41

35,34

38,28

65

5,01

10,21

15,42

20,62

25,82

31,02

36,23

41,43

46,63

51,83

57,03

62,24

67,44

80

7,26

14,78

22,29

29,81

37,33

44,85

52,36

59,88

67,40

74,92

82,44

89,95

97,47

100

13,15

26,62

40,10

53,57

67,04

80,51

93,98

107,45

120,92

134,39

147,86

161,33

174,81

125

23,13

46,27

69,40

92,53

115,67

138,80

161,93

185,06

208,20

231,33

254,46

277,60

300,73

150

30,92

61,83

92,74

123,65

154,56

185,47

216,38

247,29

278,20

309,11

340,02

370,93

401,84

200

55,81

111,37

166,94

222,50

278,06

333,63

389,19

444,76

500,32

555,88

611,45

667,01

722,58

Timp de încercare al supapei (timpul de acţionare)

14

15

20

25

30

60

120

180

240

300

s

s

s

s

s

s

s

s

s

s

0,62

0,66

0,86

1,06

1,26

2,46

4,86

7,26

9,66

12,06

2,02

2,16

2,86

3,56

4,26

8,46

16,86

25,26

33,66

42,06

3,42

3,66

4,86

6,06

7,26

14,46

28,86

43,26

57,66

72,06

4,64

4,97

6,61

8,26

9,90

19,76

39,47

59,19

78,91

98,62

6,48

6,94

9,24

11,54

13,84

27,64

55,24

82,84

110,44

138,04

9,16

9,81

13,08

16,34

19,6

39,2

78,3

117,5

156,6

195,8

17,27

18,50

24,69

30,87

37,1

74,2

148,3

222,5

297

371

23,91

25,62

34,17

42,72

51,3

102,5

205,1

308

410

513

41,22

44,16

58,85

73,55

88,2

176,4

353

529

705

882

72,64

77,84

103,86

129,87

156,1

312

624

936

1248

1561

104,99

112,51

150,10

187,68

225

451

902

1353

1804

2255

188,28

201,75

269,10

336,46

404

808

1616

2424

3233

4041

323,86

347,00

462,66

578,33

694

1388

2776

4164

5552

6940

432,75

463,66

618,21

772,76

927

1855

3709

5564

7418

9273

778,14

833,70

1111,52

1389,34

1667

3334

6668

10002

13336

16669

(3)Pentru alte valori ale presiunii, volumul de gaze naturale din tabelul nr. 2 se va înmulţi cu coeficientul prevăzut în figura nr. 1.
(4)În situaţia în care sunt supuse verificării şi reglării periodice mai multe supape de siguranţă în aceeaşi lună, OTS raportează toate volumele de gaze naturale calculate în conformitate cu prevederile alin. (2) şi (3).
(5)OTS înregistrează informaţiile care au stat la baza calculării volumelor de gaze naturale prevăzute la alin. (1), în conformitate cu tabelul nr. 5 din anexa nr. 1.
(6)Conversia volumului de gaze naturale prevăzut la alin. (1) în unităţi de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) şi luând în considerare puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate în care este amplasată supapa de siguranţă din data verificării şi reglării acesteia.
Art. 10
Cantităţile de gaze naturale necesare consumului tehnologic din ST derivă din programul anual de mentenanţă a conductelor ST şi din planurile de investiţii şi de dezvoltare a sistemului de transport pe 10 ani aprobat de ANRE.
Art. 11
(1)Volumul de gaze naturale, în condiţii standard, necesar umplerii sistemului de transport ca urmare a reparării, reabilitării şi/sau dezvoltării acestuia, se calculează, dacă este cazul, de OTS cu formula:
VU = M/s,
M = (Vc + VaS + Vechip) x ;
= p + pa/Z x R x T;
R = 8314,2/Mm;
Mm = 22,414 x N;
Vc = /4 x D2 x L
Z = 1 + 0,257pr - 0,533 pr/Tr
unde:
- VU - volumul de gaze naturale, în condiţii standard, necesar umplerii sistemului de transport în vederea reparării, reabilitării şi/sau dezvoltării acestuia, [m3];
- M - masa de gaze naturale, [kg];
- s - densitatea gazelor naturale în condiţii standard; se preia din buletinul de analiză cromatografică emis pentru punctul de prelevare cel mai apropiat de zona lucrării, cu data prelevării cea mai apropiată de data finalizării lucrării, [kg/m3];
- N - densitatea gazelor naturale în condiţii normale; se preia din buletinul de analiză cromatografică emis pentru punctul de prelevare cel mai apropiat de zona lucrării, cu data prelevării cea mai apropiată de data finalizării lucrării, [kg/m3];
- - densitatea gazelor naturale în condiţii de lucru, [kg/m3];
- Vc - volumul conductei de transport al gazelor naturale, [m3];
- Vas - volumul dopului de amestec aer şi gaze naturale, [m3];
- Z - factorul de compresibilitate;
- R - constanta amestecului de gaze, [J/kgK];
- Tc - temperatura critică a gazelor naturale, [K];
- Tci - temperatura critică a componenţilor, conform tabelului nr. 1 din anexa nr. 2, [K];
- Tr - factor de temperatură;
- T - temperatura gazelor naturale în condiţii de lucru, [K];
- D - diametrul interior al conductei de transport al gazelor naturale, [m];
- L - lungimea conductei de transport al gazelor naturale, [m];
- Mm - masa molară, [kg/kmol].
- Vechip - volumul echipamentelor montate pe tronsonul de conductă, dacă este cazul; se ia în considerare volumul înscris în fişa tehnică sau pe placa de timbru;
- rho - presiunea gazelor naturale din tronsonul de conductă supus reparaţiei/reabilitării, la momentul la care se începe refularea gazelor naturale din respectivul tronson, în vederea golirii şi efectuării reparaţiei; în cazul lucrărilor de dezvoltare în care sunt umplute tronsoane noi de conductă, presiunea utilizată în formulele de calcul este presiunea gazelor naturale în condiţii de lucru, [Pa];

- pa - presiunea atmosferică, pa = 101325 Pa;
- pc - presiunea critică a gazelor naturale, [Pa];
- pci - presiunea critică a componenţilor, conform tabelului nr. 1 din anexa nr. 2, [Pa];
- pr - factor de presiune.
- yi - fracţia molară; aceasta se preia din buletinul de analiză cromatografică emis pentru punctul de prelevare cel mai apropiat de zona lucrării, cu data prelevării cea mai apropiată de data finalizării lucrării.

(2)Prin umplerea cu gaze naturale a unui obiectiv din cadrul ST se formează un amestec de aer şi gaze naturale care este refulat în atmosferă; volumul dopului de amestec Vas se calculează cu formula:
,
unde:
- Y(Ca) - mărime adimensională în funcţie de concentraţia aerului din amestecul gaze - aer (fracţie zecimală) şi se calculează cu formula:
Y(Ca) = a + b x Ca2,5 +c x Ca0,5 + d x ln(Ca)
- Ca = 0,05;
- a = 0,82503953;
- b = -0,55284456;
- c = -1,2290809;
- d = -0,20472295;
- Pe - criteriul Peclet
Pe = L/0,2814 D
(3)În situaţia prevăzută la alin. (1), temperatura gazelor naturale în condiţii de operare (T) este indicată de traductorul de temperatură amplasat cel mai aproape de zona unde este situat obiectivul, pe direcţia de curgere dinspre care se realizează umplerea tronsonului de conductă.

(4)În situaţia în care sunt supuse umplerii mai multe conducte de transport al gazelor naturale în aceeaşi lună, OTS raportează toate volumele de gaze naturale calculate în conformitate cu prevederile alin. (1).
(5)[textul din Art. 11, alin. (5) din capitolul III a fost abrogat la 16-iun-2020 de Art. I, punctul 26. din Ordinul 87/2020]
(6)OTS înregistrează informaţiile care au stat la baza calculării volumelor de gaze naturale prevăzute la alin. (1), în conformitate cu tabelul nr. 2 din anexa nr. 2.
(7)Conversia volumului de gaze naturale, prevăzut la alin. (1), în unităţi de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) şi luând în considerare puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate unde are loc umplerea sau, după caz, puterea calorifică a zonei de calitate aferente sursei din care provin gazele naturale utilizate la umplere; în ambele cazuri, puterea calorifică superioară corespunde datei la care se realizează umplerea.

(8)OTS înregistrează următoarele documente justificative care au stat la baza calculării volumelor de gaze naturale prevăzute la alin. (1):
a)procesele-verbale de punere în funcţiune ale tronsoanelor de conductă sau ale echipamentelor supuse umplerii, după caz;
b)fişa tehnică a tronsonului de conductă din cadrul ST supus umplerii, întocmită în conformitate cu prevederile anexei 6 la Norma de mentenanţă;
c)fişa tehnică a elementelor de conductă de tip special supuse umplerii, după caz, întocmită în conformitate cu prevederile anexei 8 la Norma de mentenanţă;
d)fişa tehnică a staţiei de reglare măsurare/staţiei de măsurare/staţiei de comandă vane/nodului tehnologic, după caz, întocmită în conformitate cu prevederile anexei 6 la Norma de mentenanţă;
e)buletinul de analiză cromatografică a gazelor naturale aferent zonei de calitate unde are loc umplerea;
f)ordinul de lucru/foaia de manevră întocmit/întocmită în conformitate cu prevederile anexei 22 la Norma de mentenanţă.
CAPITOLUL IV:Estimarea consumului tehnologic nelocalizat din sistemul de transport
Art. 12
(1)Volumul de gaze naturale, în condiţii standard, ce trebuie achiziţionat de OTS, ca urmare a uzurii în exploatare a conductelor de transport al gazelor naturale, se estimează de OTS în baza raportului de expertiză tehnică.
(2)În baza raportului prevăzut la alin. (1) OTS estimează şi înregistrează nivelul volumului de gaze naturale, exprimate în unităţi de volum [m3], energie [MWh], precum şi în procente din cantitatea transportată de gaze naturale.
(3)OTS fundamentează măsurile de reducere a volumului prevăzut la alin. (2).
(4)Conversia volumului de gaze naturale prevăzut la alin. (2) în unităţi de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) şi luând în considerare puterea calorifică superioară lunară calculată ca medie aritmetică a puterilor calorifice superioare aferente zonelor de calitate.
Art. 13
(1)Volumul de gaze naturale, în condiţii standard, ce trebuie achiziţionat de OTS, ca urmare a neetanşeităţilor îmbinărilor demontabile datorate uzurii în exploatare, se estimează de OTS în baza raportului de expertiză tehnică.
(2)OTS înregistrează volumul de gaze naturale prevăzut la alin. (1) în unităţi de volum şi în unităţi de energie.
(3)Conversia volumului de gaze naturale prevăzut la alin. (2) în unităţi de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) şi luând în considerare puterea calorifică superioară lunară calculată ca medie aritmetică a puterilor calorifice superioare aferente zonelor de calitate.
Art. 14
(1)Volumul de gaze naturale, în condiţii standard, ce trebuie achiziţionat de OTS, ca urmare a evacuării accidentale a gazelor naturale din ST din cauza creşterii accidentale a presiunii la exploatarea supapelor de siguranţă, se estimează în baza formulei:
VPS = p/pa x V;
p = pmax - pr,
unde:
- Vps - volumul de gaze naturale în condiţii standard, datorat evacuării accidentale a gazelor naturale din ST din cauza creşterii accidentale a presiunii la exploatarea supapelor de siguranţă, [m3];
- p - diferenţa de presiune a gazelor naturale; p = 0,2...0,8 105 Pa;
- V - volumul conductei protejate de supapă, [m3]; conducta protejată de supapa de siguranţă este tronsonul de conductă din cadrul instalaţiei tehnologice aferente staţiei de reglare-măsurare situat între regulator şi robinetul de ieşire din staţie;

- pmax - presiunea maximă a gazelor naturale la deschiderea supapei, [Pa]; nu poate depăşi valorile presiunilor de încercare a conductelor la proba de rezistenţă prevăzută în cadrul Normelor tehnice pentru proiectarea şi execuţia conductelor de transport gaze naturale, aprobate prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 118/2013, cu modificările şi completările ulterioare;
- rhor - presiunea de regim a gazelor naturale, [Pa];

- pa - presiunea atmosferică, [Pa].
(2)În situaţia în care sunt mai multe evacuări accidentale a gazelor naturale din ST din cauza creşterii accidentale a presiunii la exploatarea supapelor de siguranţă, în aceeaşi lună, OTS raportează toate volumele de gaze naturale calculate în conformitate cu prevederile alin. (1).
(3)OTS înregistrează informaţiile care au stat la baza estimării volumelor de gaze naturale prevăzute la alin. (1), în conformitate cu anexa nr. 3.
(4)Conversia volumului de gaze naturale prevăzut la alin. (1) în unităţi de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) şi luând în considerare puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate unde are loc creşterea accidentală a presiunii la exploatarea supapelor de siguranţă.
Art. 15
Volumul de gaze naturale, în condiţii standard, ce trebuie achiziţionat de OTS, ca urmare a evacuării accidentale a gazelor naturale din ST din cauza accidentelor tehnice, a defectelor de coroziune sau de material, respectiv fisuri şi ruperi, cuprinde:
a)volumul de gaze naturale disipat în atmosferă prin defecte ale obiectivelor din cadrul ST, montate suprateran, estimat conform prevederilor art. 16;
b)volumul de gaze naturale disipat în atmosferă prin defecte ale obiectivelor din cadrul ST, montate subteran, estimat conform prevederilor art. 17;
c)volumul de gaze naturale disipat la ruperea conductei de transport al gazelor naturale, estimat conform prevederilor art. 18.
Art. 16
(1)Volumul prevăzut la art. 15 lit. a), în condiţii standard, se estimează, dacă este cazul, de OTS cu formula:
Vsuprateran = m x d/s,
unde:
- Vsuprateran - volumul de gaze naturale disipat în atmosferă prin defecte ale obiectivelor din cadrul ST, montate suprateran, [m3];
- m - debitul masic de gaze naturale, [kg/h];
- d - timpul scurs de la momentul ultimei verificări a traseului conductei şi până la oprirea disipării de gaze naturale prin defect, dar nu mai mult de 336 ore [h];
- s - densitatea gazelor naturale în condiţii standard, [kg/m3]; se determină pe baza analizei cromatografice a gazelor naturale aferentă zonei de calitate în care se depistează defectul.
(2)Regimul de curgere necesar estimării volumului prevăzut la alin. (1) se determină cu formula:
dacă:
a)raportul * > = pa/p, regimul de curgere prin defect este critic;
b)raportul * < pa/p, regimul de curgere prin defect este subcritic,
unde:
- p - presiunea de operare a gazelor naturale din conductă [Pa];
- pa - presiunea atmosferică, [Pa];
- k - exponent adiabatic, k = 1,32.
(3)Debitul masic de gaze naturale scurs prin defect este dependent de regimul de curgere:
a)pentru regimul de curgere critic se utilizează formula:
m = cd x A x * x w* x 3600,
unde:
- coeficientul de debit cd = 0,82;
- A - aria defectului, [m2];
- * - densitatea critică a gazelor naturale, [kg/m3]; se calculează conform prevederilor alin. (5) lit. c);
- w* - viteza critică a gazelor naturale, [m/s]; se calculează conform prevederilor alin. (5) lit. d);
b)pentru regimul de curgere subcritic se utilizează formula:
m = cd x A x d x wd x 3600,
unde:
- coeficientul de debit cd = 0,85;
- d - densitatea gazelor naturale în zona defectului, [kg/m3]; se calculează conform prevederilor alin. (6) lit. b);
- wd - viteza gazelor naturale în zona defectului, [m/s]; se calculează conform prevederilor alin. (6) lit. c).
(4)În cazul defectelor cu forme geometrice neregulate, pentru calculul lui A se recomandă folosirea formulei lui Simpson prezentată în figura nr. 2.
Figura nr. 2
unde n este număr par.
(5)În cazul regimului de curgere critic, viteza maximă a gazelor naturale prin defectul suprateran poate fi egală cu viteza sunetului, iar parametrii gazelor naturale în zona defectului sunt egali cu parametrii critici şi se determină cu relaţiile:
a)presiunea critică: ;
b)temperatura critică: ;
c)densitatea critică:
d)viteza critică: ,
unde:
- p* - presiunea critică a gazelor naturale, [Pa];
- T* - temperatura critică a gazelor naturale, [K];
- - densitatea gazelor naturale, [kg/m3];
- T - temperatura gazelor naturale în condiţii de operare, [K];
- R - constanta amestecului de gaze, [J/kgK];
- Z - factor de compresibilitate.
(6)În cazul regimului de curgere subcritic, destinderea gazelor naturale din conductă se realizează până la presiunea atmosferică, iar parametrii gazelor naturale în zona defectului se determină cu relaţiile:
a)temperatura gazelor naturale în zona defectului,
;
b)densitatea gazelor în zona defectului, [kg/m3]: d = pa/Z x R x Td;
c)viteza gazelor în zona defectului, [m/s]:
.
(7)În situaţiile prevăzute la alin. (5) şi (6), temperatura gazelor naturale în condiţii de operare (T) se stabileşte în funcţie de temperatura gazelor naturale măsurată în SNT, în punctul cel mai apropiat de locul producerii incidentului.

(8)În situaţia în care sunt înregistrate, în aceeaşi lună, mai multe defecte ale obiectivelor din cadrul ST, montate suprateran, OTS raportează toate volumele de gaze naturale estimate în conformitate cu prevederile alin. (1).
(9)OTS înregistrează informaţiile care au stat la baza estimării volumelor de gaze naturale prevăzute la alin. (1), în conformitate cu anexa nr. 4.
(10)Conversia volumului de gaze naturale prevăzut la alin. (1) în unităţi de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) şi luând în considerare puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate în care este depistat defectul sau, după caz, puterea calorifică superioară a zonei de calitate aferente sursei din care provin gazele naturale vehiculate prin obiectivul din cadrul ST, montat suprateran, în care este depistat defectul.

(11)OTS înregistrează următoarele documente justificative care au stat la baza estimării volumelor de gaze naturale prevăzute la alin. (1):
a)fişa de expertizare şi remediere a anomaliilor/de rezolvare a incidentelor, întocmită în conformitate cu prevederile anexei 19 la Norma de mentenanţă;
b)fişa tehnică a tronsonului de conductă din cadrul ST unde a fost depistat defectul, întocmită în conformitate cu prevederile anexei 6 la Norma de mentenanţă;
c)buletinul de analiză cromatografică a gazelor naturale aferent zonei de calitate unde este depistat defectul;
d)ordinul de lucru/foaia de manevră, întocmit/întocmită în conformitate cu prevederile anexei 22 la Norma de mentenanţă.
Art. 17
(1)Volumul prevăzut la art. 15 lit. b), în condiţii standard, Vsubteran, se estimează, dacă este cazul, de OTS conform prevederilor art. 16 alin. (1)-(6) având în vedere că presiunea în zona defectului, [Pa], se calculează cu formula:
pd = p + pe,
unde:
- pe - presiunea din exteriorul defectului, [Pa]; se calculează cu formula:
pe = pa + apa x g x h,
- Pa - presiunea atmosferică, [Pa];
- apa - densitatea apei, [kg/m3];
- g - acceleraţia gravitaţională [m/s2];
- h - adâncimea de montare a conductei de transport al gazelor naturale, măsurată de la generatoarea superioară, [m];
- presiunea coloanei de apă este dată de relaţia - apa x g x h.
(2)Temperatura gazelor naturale în condiţii de operare (T) luată în calcul la estimarea volumului de gaze naturale prevăzut la art. 15 lit. b) este egală cu media aritmetică a temperaturilor indicate de traductoarele de temperatură din ST amplasate în zona cea mai apropiată de locul unde a fost depistat defectul.
(3)În situaţia în care sunt înregistrate mai multe defecte ale obiectivelor din cadrul ST, montate subteran, în aceeaşi lună, OTS raportează toate volumele de gaze naturale estimate în conformitate cu prevederile alin. (1).
(4)OTS înregistrează informaţiile care au stat la baza estimării volumelor de gaze naturale prevăzute la alin. (1), în conformitate cu anexa nr. 5.
(5)Conversia volumului de gaze naturale prevăzut la alin. (1) în unităţi de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) şi luând în considerare puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate în care este depistat defectul sau, după caz, puterea calorifică superioară a zonei de calitate aferente sursei din care provin gazele naturale vehiculate prin obiectivul din cadrul ST, montat subteran, în care este depistat defectul.

(6)OTS înregistrează următoarele documente justificative care au stat la baza estimării volumelor de gaze naturale prevăzute la alin. (1):
a)fişa de expertizare şi remediere a anomaliilor/de rezolvare a incidentelor, întocmită în conformitate cu prevederile anexei 19 la Norma de mentenanţă;
b)fişa tehnică a tronsonului de conductă din cadrul ST unde a fost depistat defectul, întocmită în conformitate cu prevederile anexei 6 la Norma de mentenanţă;
c)buletinul de analiză cromatografică a gazelor naturale aferent zonei de calitate unde este depistat defectul;
d)ordinul de lucru/foaia de manevră întocmit/întocmită în conformitate cu prevederile anexei 22 la Norma de mentenanţă.
Art. 18
(1)Ruperea conductei de transport gaze naturale poate fi:
a)totală transversală;
b)parţială.
(2)Volumul de gaze naturale disipat la ruperea totală transversală a conductei prevăzută la alin. (1) lit. a), în condiţii standard, se estimează, dacă este cazul, de OTS cu formula:
Vrt = Qs x r,
unde:
- Vrt - volumul de gaze naturale disipat la ruperea totală transversală a conductei de transport al gazelor naturale, [m3];
- r - timpul de evacuare al gazelor naturale din conductă, [h];
- Qs - debitul de gaze naturale scurs prin defect, în condiţii standard, [m3/h].
(3)Volumul de gaze naturale disipat la ruperea parţială a conductei prevăzute la alin. (1) lit. b) se estimează cu formula:
Vrp = m x r/s,
unde:
- r - timpul de evacuare al gazelor naturale din conductă, [h];
- s - densitatea gazelor naturale în condiţii standard, [kg/m3]; se determină pe baza analizei cromatografice a gazelor naturale aferentă zonei de calitate;
- m - debitul masic de gaze naturale, [kg/h]; se determină în conformitate cu prevederile art. 16 alin. (3).
(4)Pentru situaţiile prevăzute la alin. (2) şi (3), în momentul producerii incidentului tehnic materializat prin ruperea totală transversală sau prin ruperea parţială a conductei, aceasta este considerată ca fiind dezgropată.
(5)În cazul ruperii parţiale a conductei, diametrul echivalent al defectului poate fi:
a)mai mare sau egal cu diametrul interior al conductei, respectiv De > = D, caz în care, la estimarea volumului de gaze naturale, prevăzut la alin. (3), se ia în considerare diametrul interior al conductei, iar aria defectului este egală cu aria secţiunii transversale a conductei;
b)mai mic decât diametrul interior al conductei, respectiv De < D, caz în care, la estimarea volumului de gaze naturale, prevăzut la alin. (3), se ia în considerare diametrul echivalent al defectului, iar aria este egală cu cea a defectului.
(6)Debitul de gaze naturale scurs prin ruptură, Qs, prevăzut la alin. (2), se calculează cu formula:
Qs = Q1 + Q2,
unde:
- Qs - debitul de gaze naturale scurs prin ruptură, în condiţii standard, [m3/h];
- Q1 - debitul de gaze naturale scurs prin ruptură, în condiţii standard, aferent tronsonului de conductă X, cuprins între punctul în care a avut loc ruperea şi punctul de măsurare aflat în amonte de rupere, prevăzut în figura nr. 3, [m3/h];
- Q2 - debitul de gaze naturale scurs prin ruptură, în condiţii standard, aferent tronsonului de conductă (L-X), cuprins între punctul în care a avut loc ruperea şi punctul de măsurare aflat în aval de rupere, prevăzut în figura nr. 3, [m3/h];
- L - lungimea tronsonului de conductă afectat la rupere, cuprins între punctele de măsurare situate în amonte, respectiv în aval de ruptură, [m].
[POZA - a se vedea actul modificator]
Figura nr. 3

(61)Debitele de gaze naturale, în condiţii standard, se calculează cu formulele:
a)pentru tronsonul de conductă X:
Q1 = 3600 x Qm1/rhos,
unde:
- Qm1 - debitul masic de gaze naturale din ruptură, aferent tronsonului de conductă X, [kg/s];
- rhos - densitatea gazelor naturale, în condiţii standard, [kg/m3];
b)pentru tronsonul de conductă L-X:
Q2 = 3600 x Qm2/rhos,
unde:
- Qm2 - debitul masic de gaze naturale din ruptură, aferent tronsonului de conductă (L-X), [kg/s];
- rhos - densitatea gazelor naturale, în condiţii standard, [kg/m3].
(62)Debitele masice de gaze naturale se calculează cu formulele:
a)pentru tronsonul de conductă X:
Qm1 = (rho12 - rhor12/Kdeb1)1/n1,
unde:
- rho1 - presiunea gazelor naturale în punctul de măsurare aflat în amonte de ruptură, [bar];
- rhor1 - presiunea de ieşire a gazelor naturale din tronsonul de conductă X, [bar];
- n1 - exponentul debitului, care se calculează cu formula: n1 = 2 - b;
- b - coeficient;
- Kdeb1 - modulul de debit, care se calculează cu formula:
Kdeb1 = 16/pi2 x Z1 x R x T1 x X/D5 x a,
unde:
- Z1 - factorul de compresibilitate, care se calculează cu formula prevăzută la art. 11 alin. (1), utilizând parametrii tehnici ai gazelor naturale, respectiv presiunea şi temperatura gazelor naturale din punctul de măsurare aflat în amonte de ruptură: rho = rho1 şi T = T1;
- R - constanta amestecului de gaze, [J/kgK];
- T1 - temperatura gazelor naturale, în condiţii de lucru, [K];
- X - lungimea tronsonului de conductă, cuprins între punctul de măsurare situat în amonte de ruptură şi punctul în care a avut loc ruperea, [m];
- D - diametrul interior al conductei de transport al gazelor naturale, [m];
- a - coeficient.
b)pentru tronsonul de conductă L-X:
Qm2 = (rho22 - rhor22/Kdeb2)1/n2,
unde:
- rho2 - presiunea gazelor naturale în punctul de măsurare aflat în aval de ruptură, [bar];
- rhor2 - presiunea de ieşire a gazelor naturale din tronsonul de conductă L-X, [bar];
- n2 - exponentul debitului, care se calculează cu formula: n2 = 2 - b;
- b - coeficient;
- Kdeb2 - modulul de debit, care se calculează cu formula:
Kdeb2 = 16/pi2 x Z2 x R x T2 x L-X/D5 x a,
unde:
- Z2 - factorul de compresibilitate, care se calculează cu formula prevăzută la art. 11 alin. (1), utilizând parametrii tehnici ai gazelor naturale, respectiv presiunea şi temperatura gazelor naturale din punctul de măsurare aflat în aval de ruptură: rho = rho2 şi T = T2;
- R - constanta amestecului de gaze, [J/kgK];
- T2 - temperatura gazelor naturale, în condiţii de lucru, [K];
- X - lungimea tronsonului de conductă, cuprins între punctul de măsurare situat în amonte de ruptură şi punctul în care a avut loc ruperea, [m];
- L - lungimea tronsonului de conductă afectat la rupere, cuprins între punctele de măsurare situate în amonte, respectiv în aval de ruptură, [m];
- D - diametrul interior al conductei de transport al gazelor naturale, [m];
- a - coeficient.
c)coeficienţii a şi b prevăzuţi la lit. a) şi b) se determină în funcţie de viteza gazelor naturale.
(63)Densitatea gazelor naturale, în condiţii standard, se calculează cu formula:
rhos = 0,9479437792 x Mm/22,414,
unde:
- Mm - masa molară [kg/kmol].
(64)Regimurile de curgere a gazelor naturale prin ruptură se calculează cu formulele:
a)pentru tronsonul de conductă X:
beta*1 = rho*/rho1 = (2/k + 1)k/k-1,
dacă:
(i)raportul beta*1 > = rhoa/rho1, regimul de curgere prin ruptură este critic;
(ii)raportul beta*1 < rhoa/rho1, regimul de curgere prin ruptură este subcritic,
unde:
- rho* - presiunea critică a gazelor naturale [bar];
- rho1 - presiunea gazelor naturale în punctul de măsurare aflat în amonte de ruptură, [bar];
- rhoa - presiunea minimă a gazelor naturale în ruptură [bar], care se calculează cu formula:
rhoa = rhoatm + 0,1 x rhoatm;
- k - exponentul adiabatic, care se calculează cu formula:
k = cp/cp - Z x R,
unde:
- cp - căldura specifică izobară, care se calculează ca medie ponderată a căldurilor specifice izobare ale componenţilor gazelor naturale folosind formulele prevăzute la art. 6 alin. (16) şi alin. (17);
b)pentru tronsonul de conductă L-X:
beta*2 = rho*/rho2 = (2/k + 1)k/k-1,
dacă:
(i)raportul beta*2 > = rhoa/rho2, regimul de curgere prin ruptură este critic;
(ii)raportul beta*2 < rhoa/rho2, regimul de curgere prin ruptură este subcritic,
unde:
- rho* - presiunea critică a gazelor naturale [bar];
- rho2 - presiunea gazelor naturale în punctul de măsurare aflat în aval de ruptură [bar];
- rhoa - presiunea minimă a gazelor naturale în ruptură [bar], care se calculează cu formula:
rhoa = rhoatm + 0,1 x rhoatm;
- k - exponentul adiabatic, care se calculează cu formula:
k = cp/cp - Z x R,
unde:
- cp - căldura specifică izobară, care se calculează ca medie ponderată a căldurilor specifice izobare ale componenţilor gazelor naturale folosind formulele prevăzute la art. 6 alin. (16) şi alin. (17).
(65)Presiunile de ieşire a gazelor naturale în ruptură se calculează cu formulele:
a)pentru tronsonul de conductă X:
(i)pentru regim de curgere critic: rhor1 = rho1 x beta*1 [bar];
(ii)pentru regim de curgere subcritic: rhor1 = rhoa [bar];
b)pentru tronsonul de conductă L-X:
(i)pentru regim de curgere critic: rhor2 = rho2 x beta*2 [bar];
(ii)pentru regim de curgere subcritic: rhor2 = rhoa [bar].

(7)Diametrul echivalent al defectului, [m], se calculează cu formula:
.
(8)Timpul de evacuare al gazelor naturale din conductă, prevăzut la alin. (2) şi (3), este egal cu timpul scurs de la momentul producerii incidentului tehnic şi până la oprirea disipărilor de gaze naturale prin defect, dar nu mai mult de 24 de ore.
(9)Sunt considerate incidente tehnice cu autor necunoscut, materializate prin ruperea totală transversală, şi acele incidente provocate ca urmare a unor situaţii de urgenţă, respectiv avalanşe, cutremure, alunecări de teren şi inundaţii.
(10)În situaţia în care sunt înregistrate mai multe incidente tehnice în ST, în aceeaşi lună, OTS raportează toate volumele de gaze naturale calculate în conformitate cu prevederile alin. (1).
(11)OTS înregistrează informaţiile care au stat la baza estimării volumelor de gaze naturale prevăzute la:
a)alin. (2) în conformitate cu anexa nr. 6;
b)alin. (3) în conformitate cu anexa nr. 4, folosind următoarele înlocuiri:
(i)Vsuprateran se înlocuieşte cu Vrp;
(ii)tau d se înlocuieşte cu tau r.

(12)Conversia volumelor de gaze naturale, prevăzute la alin. (2) şi (3), în unităţi de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) şi luând în considerare puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate în care este depistată ruperea sau, după caz, puterea calorifică a zonei de calitate aferente sursei din care provin gazele naturale vehiculate prin conducta în care este depistată ruperea.

(13)OTS înregistrează următoarele documente justificative care au stat la baza estimării volumelor de gaze naturale prevăzute la alin. (2) şi (3):
a)fişa de expertizare şi remediere a anomaliilor/de rezolvare a incidentelor, întocmită în conformitate cu prevederile anexei 19 la Norma de mentenanţă;
b)fişa tehnică a tronsonului de conductă din cadrul ST unde a fost depistat defectul, întocmită în conformitate cu prevederile anexei 6 la Norma de mentenanţă;
c)buletinul de analiză cromatografică a gazelor naturale aferent zonei de calitate unde este depistat defectul;
d)ordinul de lucru/foaia de manevră întocmit/întocmită în conformitate cu prevederile anexei 22 la Norma de mentenanţă.
Art. 19
Volumele de gaze naturale prevăzute la art. 15 şi pentru care OTS a recuperat prejudiciul sunt raportate către ANRE la termenele prevăzute la art. 20 alin (2), prin includerea lor în anexa nr. 7, tabelul nr. 3, coloanele 3 şi 4, în vederea eliminării lor din cadrul consumului tehnologic luat în considerare la stabilirea tarifelor reglementate pentru activitatea de transport al gazelor naturale.

CAPITOLUL V:Raportări
Art. 20
(1)Informaţiile privind consumul tehnologic din ST se transmit la ANRE şi sunt certificate prin semnătură de reprezentantul legal al OTS sau de împuternicitul acestuia.
(2)OTS are obligaţia de a transmite la ANRE, pe adresa de email darag@anre.ro, în format electronic editabil, consumul tehnologic din ST prevăzut la alin. (1), până în data de:
a)20 octombrie a anului în curs pentru anul gazier precedent;
b)20 aprilie a anului în curs pentru lunile octombrie, noiembrie, decembrie din anul precedent, respectiv pentru lunile ianuarie, februarie, martie din anul în curs.
Art. 21
Raportarea prevăzută la art. 20 alin. (2) cuprinde următoarele:
a)situaţia consumului tehnologic din sistemul de transport al gazelor naturale, conform tabelului nr. 1 din anexa nr. 7;
b)corespondenţa consumului tehnologic din ST cu cantităţile de gaze naturale transportate şi vehiculate prin ST, conform tabelului nr. 2 din anexa nr. 7;
c)situaţia cantităţilor de gaze naturale care nu se încadrează în consumul tehnologic din ST, conform tabelului nr. 3 din anexa nr. 7.
Art. 22
În situaţia în care datele prevăzute la art. 20 alin. (2) sunt declarate zile libere sau zile nelucrătoare, obligaţia se consideră îndeplinită dacă informaţiile se transmit de OTS în prima zi lucrătoare.
Art. 23
(1)OTS are obligaţia să ia în considerare, la stabilirea programului anual de mentenanţă a conductelor ST şi în planurile de investiţii şi de dezvoltare a sistemului de transport pe 10 ani aprobate de ANRE, reducerea nivelurilor consumurilor tehnologice localizate-determinate şi a celor nelocalizate-estimate din ST, pentru fiecare categorie prevăzută la art. 2 alin. (3) şi (4).
(2)ANRE nu ia în considerare cantităţile de gaze naturale aferente consumului tehnologic din ST la stabilirea tarifelor reglementate pentru activitatea de transport al gazelor naturale, dacă nu au fost realizate, în mod nejustificat, programul anual de mentenanţă a conductelor ST şi planurile de investiţii şi de dezvoltare a sistemului de transport pe 10 ani aprobate de ANRE.

(3)ANRE nu ia în considerare cantităţile de gaze naturale aferente consumului tehnologic din ST, transmise de OTS, în situaţiile în care datele şi informaţiile introduse, în anexa nr. 7:
a)au fost transmise după datele prevăzute la art. 20 alin. (2);
b)sunt completate incorect şi/sau sunt incomplete;
c)nu respectă structura prevăzută în anexă;
d)au fost obţinute în urma aplicării incorecte a formulelor de calcul din prezenta metodologie.
CAPITOLUL VI:Dispoziţii tranzitorii şi finale
Art. 24
Consumul tehnologic din ST nu trebuie folosit ca mijloc de închidere al balanţei comerciale de către OTS.
Art. 25
Pentru primul an gazier, OTS transmite la ANRE în data prevăzută la art. 20 alin. (2) lit. a) analiza comparativă a consumului tehnologic din ST obţinut prin aplicarea prezentei metodologii, respectiv prin metoda aplicată anterior intrării în vigoare a acesteia.
Art. 26
OTS are obligaţia să deţină documentele fiscale de achiziţie a volumelor de gaze naturale necesare asigurării consumului tehnologic din ST calculat conform prevederilor prezentei metodologii.
Art. 27
(1)OTS are obligaţia să prevadă în contractele de execuţie a lucrărilor clauze potrivit cărora toate pierderile de gaze naturale generate de vicii de execuţie, în perioada de garanţie a lucrărilor, sunt suportate de către executant; perioada de garanţie a lucrărilor nu poate fi mai mică de 2 ani de la data punerii în funcţiune a obiectivului.
(2)În situaţia în care lucrările au fost executate de către OTS, se consideră că perioada de garanţie este de 2 ani de la data punerii în funcţiune a obiectivului.
Art. 28
(1)OTS are obligaţia să ia toate măsurile necesare pentru reducerea consumului tehnologic anual din ST, respectiv:
a)întreţinerea/repararea/modernizarea/reabilitarea/înlocuirea, în regim de urgenţă, a tronsoanelor de conductă ale ST la care au fost constatate periodic scăpări de gaze naturale;
b)intensificarea activităţii de detectare a scăpărilor de gaze naturale;
c)remedierea, în regim de urgenţă, a neetanşeităţilor constatate la obiectivele din sectorul gazelor naturale;
d)modernizarea staţiilor de protecţie catodică în vederea depistării la timp a locurilor deteriorării izolaţiei la conductele din oţel;
e)diminuarea factorilor care conduc la producerea coroziunii conductelor de gaze naturale.
(2)OTS are obligaţia să transmită la ANRE, în termenele prevăzute la art. 20 alin. (2), planul de reducere a consumului tehnologic din ST, exprimat în procente faţă de energia transportată, pe fiecare categorie prevăzută la art. 2 alin. (3) şi (4), corelat cu programul anual de mentenanţă a conductelor ST, precum şi cu planurile de investiţii şi de dezvoltare a sistemului de transport pe 10 ani aprobate de ANRE, în vederea stabilirii tarifelor reglementate pentru activitatea de transport al gazelor naturale.
(3)Procentele prezentate în planul de reducere a consumurilor tehnologice în corelare cu programul anual de mentenanţă a conductelor ST şi cu planurile de investiţii şi de dezvoltare a sistemului de transport pe 10 ani aprobate de ANRE sunt revizuite în funcţie de gradul de implementare al planurilor respective.

Art. 29
(1)OTS are obligaţia de a elabora proceduri operaţionale proprii astfel încât să asigure implementarea prevederilor prezentei metodologii, cu respectarea următoarelor cerinţe:
a)colectarea şi asigurarea utilizării corecte a informaţiilor primare în vederea efectuării calculelor/estimărilor specifice;
b)crearea unui mecanism administrativ de validare a calculelor, cu nominalizarea şi responsabilizarea persoanelor cu atribuţii de conducere implicate în procesul de validare.
(2)OTS are obligaţia ca, prin procedurile prevăzute la alin. (1), să asigure trasabilitatea procesului, astfel încât să fie uşor de identificat şi de verificat orice eveniment care face obiectul prezentei metodologii pentru cel puţin 5 ani.
(3)Procedurile prevăzute la alin. (1) sunt elaborate de OTS într-un termen de 60 de zile de la data intrării în vigoare a prezentei metodologii.
(4)OTS are obligaţia să transmită la ANRE decizia de nominalizare a persoanei/persoanelor cu atribuţii de conducere implicate în procesul de validare a calculelor, în conformitate cu prevederile alin. (1) lit. b), până la data transmiterii primei raportări.
(5)OTS are obligaţia să notifice ANRE toate modificările/completările aduse deciziei prevăzute la alin. (4), în termen de 15 zile de la producerea acestora.
Art. 30
Anexele nr. 1-7 fac parte integrantă din prezenta metodologie.
-****-
ANEXA nr. 1:

Operatorul sistemului de transport al gazelor naturale

(Denumire) ..............

Nr. licenţă de operare a sistemului de transport al gazelor naturale

 

Luna pentru care se înregistrează consumul tehnologic din ST

 

Anul gazier pentru care se realizează raportarea

..... (an) ..... - ..... (an) .....

Responsabilul cu validarea informaţiilor transmise la ANRE

(Nume şi prenume) .........

Tel. .......

1.Informaţii aferente prevederilor art. 5 alin. (1) din metodologie
Tabelul nr. 1

Nr. crt.

Staţia de comprimare

Seria sistemului/mijlocului de măsurare utilizat pentru măsurarea gazelor naturale necesare funcţionării staţiei de comprimare

Index anterior

Index curent

Volumul de gaze naturale necesar funcţionării staţiei de comprimare

Puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate

Energia gazelor naturale

VIanterior

VIcurent

VS

HS

E

Dată citire (zz.ll.aaaa)

Volum gaze naturale

Dată citire (zz.ll.aaaa)

Volum gaze naturale

m3

m3

m3

MWh/m3

MWh

1

2

3

4

5

6

7

8 = 7 - 5

9

10 = 8 x 9

1

2

11.Informaţii aferente prevederilor art. 5 alin. (6) din metodologie
Tabelul nr. 11

Nr. crt.

Staţia mobilă de comprimare/transvazare a gazelor naturale

Consumul motorului staţiei mobile de comprimare la încărcarea maximă

Media aritmetică a înregistrărilor orare ale factorului de încărcare, monitorizat pe interfaţa HMI a sistemului de automatizare al staţiei mobile de comprimare

Timpul de funcţionare a staţiei mobile de comprimare

Volumul de gaze naturale necesar funcţionării staţiei mobile de comprimare/transvazare a gazelor naturale

Puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate

Energia gazelor naturale

Qmax

LFmed

t

VSm

HS

E

m3/h

%

h

m3

MWh/m3

MWh

1

2

3

4

5

6 = (3 x 4 x 5) / 100

7

8 = 6 x 7

1

2

2.Informaţii aferente prevederilor art. 6 din metodologie
Tabelul nr. 2

Nr. crt.

SRM/ SM/ NT/ SCV/ SC

Seria sistemului/ mijlocului de măsurare

Index anterior

Index curent

Puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate

Volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale, a incintelor tehnologice, a spaţiilor administrative şi pentru funcţionarea grupurilor generatoare de curent electric

Volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea spaţiilor administrative

Volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale, a incintelor tehnologice şi pentru funcţionarea grupurilor generatoare de curent electric

Energia gazelor naturale

Dată citire (zz.ll.aaaa)

Volum gaze naturale

Dată citire (zz.ll.aaaa)

Volum gaze naturale

Hs

VîncSA

VSA

VI

E

m3

m3

MWh/m3

m3

m3

m3

MWh

1

2

3

4

5

6

7

8

9 = 7 - 5

10

11 = 9 - 10

12 = 11 x 8

1

2

3.Informaţii aferente prevederilor art. 7 din metodologie
Tabelul nr. 3

Nr. crt.

Data curăţării de impurităţi

Lungimea conductei de transport al gazelor naturale

Diametrul interior al conductei de transport al gazelor naturale

Presiunea de lucru a gazelor naturale din conductă

Presiunea atmosferică

Coeficientul de alunecare

Puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate

Volumul de gaze naturale necesar curăţării de impurităţi a conductelor de transport al gazelor naturale

Energia gazelor naturale

(zz.ll.aaaa)

L

D

p

pa

s

Hs

Vs imp

E

-

-

m

m

Pa

Pa

-

MWh/m3

m3

MWh

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10=8x9

1

         

2

         
NOTĂ: La anexa nr. 1, tabelul nr. 3, titlul coloanei nr. 5 se modifică şi va avea următorul cuprins: Presiunea gazelor naturale la care se realizează operaţiunea de curăţare a conductei

4.Informaţii aferente prevederilor art. 8 din metodologie
Tabelul nr. 4

Nr. crt.

Data curăţării impurităţilor din separatoarele de lichide/sifoane

Lungimea conductei de refulare

Diametrul nominal al conductei de refulare

Presiunea de lucru a gazelor naturale din conducta de refulare

Puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate

Volumul de gaze naturale necesar curăţării impurităţilor din separatoarele de lichide/sifoane

Energia gazelor naturale

(zz.ll.aaaa)

Lr

Dr

p

HS

VSL

E

m

mm

Pa

MWh/m3

m3

MWh

1

2

3

4

5

6

7

8 = 6 x 7

1

2

5.Informaţii aferente prevederilor art. 9 din metodologie
Tabelul nr. 5

Nr. crt.

Data refulării

Lungimea conductei de refulare

Diametrul conductei de refulare

Presiunea de lucru a gazelor naturale din conducta de refulare

Timpul de încercare al supapei de siguranţă

Puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate

Volumul de gaze naturale necesar verificării şi reglării periodice a supapelor de siguranţă

Energia gazelor naturale

 

(zz.ll.aaaa)

Lr

Dr

p

Hs

VSS

E

-

-

m

mm

Pa

s

MWh/m3

m3

MWh

1

2

3

4

5

6

7

8

9=8x7

1

        

2

        
ANEXA nr. 2:

Operatorul sistemului de transport al gazelor naturale

(Denumire) ..............

Nr. licenţă de operare a sistemului de transport al gazelor naturale

 

Luna pentru care se înregistrează consumul tehnologic din ST

 

Anul gazier pentru care se realizează raportarea

..... (an) ..... - ..... (an) .....

Responsabilul cu validarea informaţiilor transmise la ANRE

(Nume şi prenume) .........

Tel. .......

1.Informaţii aferente prevederilor art. 11 din metodologie
Tabelul nr. 1

Nr.

Component

Formula

Fracţie

M [kg/kmol]

Tci [K]

Pci [bar]

1

metan

CH4

C1

16,043

190,4

46,00

2

etan

C2H6

C2

30,070

305,3

48,84

3

propan

C3H8

C3

44,097

369,7

42,46

4

iso-butan

C4H10

iC4

58,124

408,0

36,48

5

n-butan

C4H10

nC4

58,124

425,1

38,00

6

neo-pentan

C5H12

C5

72,151

469,5

33,74

7

iso-pentan

C5H12

C5

72,151

469,5

33,74

8

n-pentan

C5H12

nC5

72,151

469,5

33,74

9

2,2-dimetil-butan

C6H14

C6

86,178

507,3

29,69

10

2,3-dimetil-butan

C6H14

C6

86,178

507,3

29,69

11

3,3-dimetil-butan

C6H14

C6

86,178

507,3

29,69

12

3-metil-pentan

C6H14

C6

86,178

507,3

29,69

13

2-metil-pentan

C6H14

C6

86,178

507,3

29,69

14

hexani

C6H14

C6

86,178

507,3

29,69

15

2,4-dimeti-pentan

C7H16

C7

100,205

528,6

34,98

16

2,2,3-trimetil-butan

C7H16

C7

100,205

528,6

34,98

17

2-metil-hexan

C7H16

C7

100,205

528,6

34,98

18

3-metil-hexan

C7H16

C7

100,205

528,6

34,98

19

3-etip-pentan

C7H16

C7

100,205

528,6

34,98

20

heptani+

C7H16

C7

100,205

528,6

34,98

21

2,2,4-trimetil-pentan

C8H18

C8

114,232

552,3

31,23

22

n-octan

C8H18

C8

114,232

552,3

31,23

23

metil-cilohexan

C7H14

C8

98,189

552,3

31,23

24

ciclohexan

C6H12

C7

82,146

528,6

34,98

25

benzen

C6H6

C7

78,114

528,6

34,98

26

toluen

C7H8

C8

92,141

552,3

31,23

27

hidrogen

H2

H2

2,000

33,0

13,00

28

monoxid de carbon

CO

CO

28,010

132,9

35,00

29

hidrogen sulfurat

H2S

H2S

34

373,6

88,9

30

heliu

He

He

 

5,2

2,26

31

argon

Ar

Ar

39,848

150,7

48,98

32

azot

N2

N2

28,013

126,0

33,94

33

oxigen

O2

O2

31,990

154,6

50,40

34

bioxid de carbon

CO2

CO2

44,010

304,1

73,76

35

apă

H2O

H2O

18,015

647,3

222,3

2.Tabelul nr. 2

Nr. crt.

Data umplerii

Conductă de transport

Presiunea gazelor naturale din tronsoanele noi de conductă sau din tronsoanele supuse reparaţiei/reabilitării

Temperatura gazelor naturale în condiţii de lucru

Presiunea atmosferică

Puterea calorifică superioară

Densitatea gazelor naturale în condiţii de lucru

Volum calculat

Proces-verbal de punere în funcţiune

Cod conductă conform fişei tehnice

Buletin de analiză cromatografică

Energia gazelor naturale

Lungime

Diametru interior

(zz.ll.aaaa)

L

D

p

T

pa

HS

rho

VU

Număr

Data (zz.ll.aaaa)

Număr

Data (zz.ll.aaaa)

(MWh)

m

m

Pa

K

Pa

MWh/m3

kg/m3

m3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

ANEXA nr. 3:

Operatorul sistemului de transport al gazelor naturale

(Denumire) ..............

Nr. licenţă de operare a sistemului de transport al gazelor naturale

 

Luna pentru care se înregistrează consumul tehnologic din ST

 

Anul gazier pentru care se realizează raportarea

..... (an) ..... - ..... (an) .....

Responsabilul cu validarea informaţiilor transmise la ANRE

(Nume şi prenume) .........

Tel. .......

Informaţii aferente prevederilor art. 14 din metodologie

Nr. crt.

Data creşterii accidentale a presiunii

Presiunea maximă a gazelor naturale la deschiderea supapei

Presiunea de regim a gazelor naturale

Diferenţa de presiune

Volumul conductei protejate de supapă

Puterea calorifică superioară

Volumul de gaze naturale al evacuării accidentale a gazelor naturale din ST din cauza creşterii accidentale a presiunii la exploatarea supapelor de siguranţă

Energia gazelor naturale

(zz.ll.aaaa)

Pmax

Pr

p

V

Hs

VPS

E

-

-

Pa

Pa

Pa

m3

MWh/m3

m3

MWh

1

2

3

4

5

6

7

8

9=8x7

1

        

2

        
ANEXA nr. 4:

Operatorul sistemului de transport al gazelor naturale

......................................

(denumire)

Nr. licenţă de operare a sistemului de transport al gazelor naturale

Luna pentru care se înregistrează consumul tehnologic din ST

Anul gazier pentru care se realizează raportarea

............... (an) - .............. (an)

Responsabilul cu validarea informaţiilor transmise la ANRE

....................................

(nume şi prenume)

Tel. ..........................

Informaţii aferente prevederilor art. 16 din metodologie

Nr. crt.

Codul alfanumeric al defectului

Presiunea gazelor naturale în condiţii de operare

Raportul pa/p

Regimul de curgere

Coeficientul de debit

Aria defectului

Temperatura gazelor naturale în condiţii de operare

Densitatea gazelor naturale în condiţii normale

Densitatea gazelor naturale în condiţii standard

Masa molară

Constanta amestecului de gaze

Densitatea gazelor naturale în condiţii de operare

Densitatea critică a gazelor naturale

Temperatura critică a gazelor naturale

p

critic

cd

0,82

A

T

rhoN

rhos

Mm

R

rho

rho*

T*

Pa

subcritic

0,85

m2

K

kg/m3

kg/m3

kg/kmol

J/kgK

kg/m3

kg/m3

K

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Presiunea critică a gazelor naturale

Viteza critică a gazelor naturale

Temperatura gazelor naturale în zona defectului

Densitatea gazelor naturale în zona defectului

Viteza gazelor naturale în zona defectului

Debitul masic de gaze naturale

Timpul

Putere calorifică superioară

Volumul de gaze naturale calculat

Energia gazelor naturale

Cod conductă conform fişei tehnice

Buletinul de analiză cromatografică

Ordinul de lucru

Fişa de expertizare şi remediere/rezolvare

p*

w*

Td

rhod

wd

m

tau d

Hs

Vsuprateran

E

Număr

Data (zz.ll.aaaa)

Număr

Data (zz.ll.aaaa)

Număr

Data (zz.ll.aaaa)

Pa

m/s

K

kg/m3

m/s

kg/h

h

MWh/m3

m3

MWh

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25 = 23 x 24

26

27

28

29

30

31

32

Exponentul adiabatic k = 1,32

ANEXA nr. 5:

Operatorul sistemului de transport al gazelor naturale

..........................................

(denumire)

Nr. licenţă de operare a sistemului de transport al gazelor naturale

Luna pentru care se înregistrează consumul tehnologic din ST

Anul gazier pentru care se realizează raportarea

............... (an) - ............... (an)

Responsabilul cu validarea informaţiilor transmise la ANRE

......................................................

(nume şi prenume)

Tel. ..........................

Informaţii aferente prevederilor art. 17 din metodologie

Nr. crt.

Codul alfanumeric al defectului

Presiunea gazelor naturale în condiţii de operare

Raportul pa/p

Regimul de curgere

Coeficientul de debit

Aria defectului

Temperatura gazelor naturale în condiţii de operare

Densitatea gazelor naturale în condiţii normale

Densitatea gazelor naturale în condiţii standard

Masa molară

Constanta amestecului de gaze

Densitatea gazelor naturale în condiţii de operare

Densitatea critică a gazelor naturale

Temperatura critică a gazelor naturale

p

critic

cd

0,82

A

T

rhoN

rhos

Mm

R

rho

rho*

T*

Pa

subcritic

0,85

m2

K

kg/m3

kg/m3

kg/kmol

J/kgK

kg/m3

kg/m3

K

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Presiunea critică a gazelor naturale

Viteza critică a gazelor naturale

Temperatura gazelor naturale în zona defectului

Densitatea gazelor naturale în zona defectului

Viteza gazelor naturale în zona defectului

Presiunea din exteriorul defectului

Debitul masic de gaze naturale

Timpul

Puterea calorifică superioară

Volumul de gaze naturale calculat

Energia gazelor naturale

Cod conductă conform fişei tehnice

Buletinul de analiză cromatografică

Ordinul de lucru

Fişa de expertizare şi remediere/rezolvare

p*

w*

Td

taud

wd

Pe

m

rho d

Hs

Vsubteran

E

Număr

Data (zz.ll.aaaa)

Număr

Data (zz.ll.aaaa)

Număr

Data (zz.ll.aaaa)

Pa

m/s

K

kg/m3

m/s

Pa

kg/h

h

MWh/m3

m3

MWh

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26 = 25 x 24

27

28

29

30

31

32

33

Exponentul adiabatic k = 1,32

ANEXA nr. 6:

Operatorul sistemului de transport al gazelor naturale

......................................................

(denumire)

Nr. licenţă de operare a sistemului de transport al gazelor naturale

Luna pentru care se înregistrează consumul tehnologic din ST

Anul gazier pentru care se realizează raportarea

............... (an) - ............... (an)

Responsabilul cu validarea informaţiilor transmise la ANRE

....................................................

(nume şi prenume)

Tel ...........................

Informaţii aferente prevederilor art. 18 alin. (2) din metodologie

Nr. crt.

Data depistării ruperii

Presiunea gazelor naturale în punctul de măsurare aflat în amonte de ruptură

Presiunea gazelor naturale în punctul de măsurare aflat în aval de ruptură

Lungimea tronsonului de conductă

Presiunea de ieşire a gazelor naturale din tronsonul de conductă X

Presiunea de ieşire a gazelor naturale din tronsonul de conductă L-X

Debitul masic de gaze naturale din ruptură aferent tronsonului de conductă X

Debitul masic de gaze naturale din ruptură aferent tronsonului de conductă L-X

Modul de debit

p1

p2

X

L

pr1

pr2

Qm1

Qm2

Kdeb1

Kdeb2

(zz.ll.aaaa)

bar

bar

m

m

bar

bar

kg/s

kg/s

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Debitul de gaze naturale

Timpul

Puterea calorifică superioară

Volumul de gaze naturale

Energia gazelor naturale

Cod conductă conform fişei tehnice

Buletinul de analiză cromatografică

Ordinul de lucru/Fişa de expertizare şi remediere a anomaliilor sau rezolvare a incidentelor/Foaie de manevră

Plan de mentenanţă aprobat

Q1

Q2

Qs

tau r

Hs

Vrt

E

Număr

Data (zz.ll.aaaa)

Număr

Data (zz.ll.aaaa)

Număr

Data (zz.ll.aaaa)

m3/h

m3/h

m3/h

h

MWh/m3

m3

MWh

13

14

15 = 13 + 14

16

17

18 = 15 x 16

19 = 18 x 17

20

21

22

23

24

25

26

ANEXA nr. 7:

Operatorul sistemului de transport al gazelor naturale

(Denumire) ..............

Nr. licenţă de operare a sistemului de transport al gazelor naturale

 

Numărul şi data de înregistrare la OTS a adresei de înaintare a consumului tehnologic

 

Anul gazier pentru care se realizează raportarea

..... (an) ..... - ..... (an) .....

Responsabilul cu validarea informaţiilor transmise la ANRE

(Nume şi prenume) .........

Tel. .......

1.Situaţia consumului tehnologic din sistemul de transport al gazelor naturale
Tabelul nr. 1

LUNA

Consum tehnologic determinat

Consum tehnologic estimat

Total

Consum tehnologic

Funcţionarea staţiilor de comprimare

Încălzirea gazelor naturale şi a incintelor tehnologice

Curăţarea de impurităţi a conductelor de transport al gazelor naturale

Curăţarea impurităţilor din separatoarele de lichide montate pe traseul conductelor de transport al gazelor naturale

Verificarea şi reglarea periodică a supapelor de siguranţă

Repararea, reabilitarea şi/sau dezvoltarea sistemului de transport al gazelor naturale

Total

Uzura în exploatare a conductelor de transport al gazelor naturale

Neetanşeităţile îmbinărilor demontabile datorate uzurii în exploatare

Creşterea accidentală a presiunii la exploatarea supapelor de siguranţă

Accidentele tehnice, fisuri şi ruperi (defecte subteran + defecte supraterane + ruperi)

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13=1+3+5+7+9+11

14=2+4+6+8+10+12

15

16

17

18

19

20

21

22

23=15+17+19+21

24=16+18+20+22

25=13+23

26=14+24

                           
                           

TOTAL

                          
Certificat de reprezentantul legal al OTS ................................... (nume şi prenume)
Semnătură: ..............................
2.Corespondenţa consumului tehnologic din ST cu cantităţile de gaze naturale transportate şi vehiculate prin ST
Tabelul nr. 2

Luna

Cantitate vehiculată

Cantitate transportată

DeltaLp

Diferenţă cantitate primită - cantitate transportată - DeltaLp

Consum tehnologic

Termen de închidere a ecuaţiei de echilibrare

(UFG)

TOTAL, din care:

Cantitate primită în SNT

Lucrări prestări servicii terţi

TOTAL, din care:

Sisteme de distribuţie

Clienţi racordaţi direct

(include cantitatea totală înmagazinată)

Export

TOTAL, din care:

Înmagazinat TRANSGAZ

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

1 = 3 + 5

2 = 4 + 6

3

4

5

6

7 = 9 + 11 + 15

8 = 10 + 12 + 16

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19 = 3 - 7 - 17

20 = 4 - 8 - 18

21

22

23 = 19 - 21

24 = 20 - 22

TOTAL

Certificat de reprezentantul legal al OTS ...................................................... (numele şi prenumele)
Semnătură: .............................

3.Situaţia cantităţilor de gaze naturale care nu se încadrează în consumul tehnologic din ST
Tabelul nr. 3

LUNA

Volumele de gaze naturale utilizate în scop administrativ de OTS în sediile aflate în proprietatea/folosinţa acestuia

Volumele de gaze naturale disipate în urma unor incidente tehnice în ST, cu autor cunoscut

Volumele de gaze naturale disipate în urma unor incidente tehnice, cu autor necunoscut, dacă OTS nu deţine înscrisuri din care să rezulte măsurile întreprinse pentru recuperarea prejudiciului

Volumele de gaze naturale disipate în urma unor vicii de execuţie ale obiectivelor din ST aflate în perioada de garanţie

Volumele de gaze naturale disipate în urma unor intervenţii neautorizate ale terţilor asupra sistemelor/mijloacelor de măsurare a gazelor naturale, respectiv:

Volumele de gaze naturale disipate în urma folosirii instalaţiilor clandestine racordate la ST

Volumele de gaze naturale datorate dezechilibrelor din sistem, ca urmare a unor consumuri înregistrate de utilizatorii de reţea peste cele alocate/nominalizate ferm prin contractele încheiate cu OTS

Total

deteriorarea, modificarea fără drept sau blocarea funcţionării acestora

ocolirea indicaţiilor acestora, prin realizarea de instalaţii clandestine

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

mii m3

MWh

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17=1+3+5+7+9+11+13+15

18=2+4+6+8+10+12+14+16

                   
                   

TOTAL

                  
Certificat de reprezentantul legal al OTS ................................... (nume şi prenume)
Semnătură: ..............................
Publicat în Monitorul Oficial cu numărul 610 din data de 17 iulie 2018

Documente corelate

Acte numărul de obiecte din listă: (4)
Modificat de numărul de obiecte din listă: (2)
Acte influenţate numărul de obiecte din listă: (1)
Abrogat de numărul de obiecte din listă: (1)