МІНІСТЕРСТВО ЕНЕРГЕТИКИ ТА ВУГІЛЬНОЇ ПРОМИСЛОВОСТІ УКРАЇНИ

НАКАЗ

20.09.2013

м. Київ

N 682

Зареєстровано в Міністерстві юстиції України
04 жовтня 2013 р. за N 1714/24246

Про затвердження Методики визначення наявної або відсутньої вільної пропускної спроможності (потужності) Єдиної газотранспортної системи України

Відповідно до частини сьомої статті 7 Закону України "Про засади функціонування ринку природного газу"

НАКАЗУЮ:

1. Затвердити Методику визначення наявної або відсутньої вільної пропускної спроможності (потужності) Єдиної газотранспортної системи України, що додається.

2. Директору Департаменту з питань виробництва традиційних та альтернативних видів палива Рубану І. В. забезпечити подання цього наказу на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України в установленому порядку.

3. Цей наказ набирає чинності з дня його офіційного опублікування.

4. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника Міністра - керівника апарату Бондаренка А. Ю.

 

Міністр	Е. Ставицький
ПОГОДЖЕНО:
В. о. Голови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики	О. Г. Рогозін
Голова Державної служби України з питань регуляторної політики та розвитку підприємництва	М. Ю. Бродський

 

ЗАТВЕРДЖЕНО
Наказ Міністерства енергетики та вугільної промисловості України
20.09.2013 N 682

Зареєстровано
в Міністерстві юстиції України
04 жовтня 2013 р. за N 1714/24246

Методика визначення наявної або відсутньої вільної пропускної спроможності (потужності) Єдиної газотранспортної системи України

I. Загальні положення

1.1. Ця Методика розроблена відповідно до Закону України "Про засади функціонування ринку природного газу" та Положення про Міністерство енергетики та вугільної промисловості України, затвердженого Указом Президента України від 06 квітня 2011 року N 382.

Дія цієї Методики поширюється на газотранспортні, газорозподільні підприємства та оператора Єдиної газотранспортної системи України (далі - оператор).

1.2. Скорочення, що застосовуються в цій Методиці, мають такі значення:

ЄГТСУ - Єдина газотранспортна система України;

ГДП - газодобувне підприємство;

ГП - газорозподільне підприємство;

ГРМ - газорозподільні мережі;

ГРП - газорегуляторний пункт;

ГВС - газовимірювальна станція;

ГРС - газорозподільна станція;

ГТП - газотранспортне підприємство;

МГ - магістральний газопровід;

ПСГ - підземне сховище газу.

1.3. Терміни, що використовуються в цій Методиці, мають такі значення:

вільна пропускна потужність складових ЄГТСУ (газової мережі, газопроводу, ділянки газопроводу) - різниця між технічно можливою (оптимальною) пропускною потужністю ЄГТСУ (газової мережі, газопроводу, ділянки газопроводу) в певний період часу і законтрактованими на цей період обсягами транспортування природного газу всіма суб'єктами ринку природного газу;

Єдина газотранспортна система України (ЄГТСУ) - виробничий комплекс, що складається з магістральних газопроводів та газорозподільних мереж, підземних сховищ газу та інших організаційно і технологічно пов'язаних з ними об'єктів та споруд, призначених для транспортування, розподілу і зберігання природного газу;

заміщення - процес, пов'язаний з особливостями функціонування ЄГТСУ, при якому постачання природного газу здійснюється незалежно від наявності фізичної можливості транспортування природного газу від точки входу до точки його виходу. При цьому природний газ одного власника (походження) може використовуватись іншим власником за умови надходження еквівалентного обсягу природного газу для цього власника в іншій точці входу в ЄГТСУ;

пункт виходу газу з ЄГТСУ (пункт виходу) - пункт ЄГТСУ, який відповідно до законодавства обладнаний вузлом обліку газу, через який газ подається з ЄГТСУ до споживачів України та замовників послуг з транзиту газу;

пункт входу газу до ЄГТСУ (пункт входу) - пункт ЄГТСУ, який відповідно до законодавства обладнаний вузлом обліку газу, через який газ надходить до ЄГТСУ від газодобувних підприємств України, імпортерів газу та інших суб'єктів ринку природного газу (резидентів або нерезидентів), які замовляють послуги з транзиту газу територією України;

резерв потужності складових ЄГТСУ (резерв потужності) - різниця між технічною пропускною потужністю складової ЄГТСУ в певній точці забезпечення потужності та величиною потужності, дозволеної іншим замовникам (споживачам), у тому числі потужності, замовленої до приєднання;

технічна пропускна спроможність (потужність) складових ЄГТСУ - максимально можливе перетікання обсягу природного газу за стандартних умов за одиницю часу через перетин газопроводу в точці забезпечення потужності, яку ГП (ГТП) може надати замовникам, з урахуванням цілісності системи та вимог щодо експлуатації складових ЄГТСУ;

точки інтерконекту - пункти входу та виходу ЄГТСУ (прикордонні газовимірювальні станції), в яких здійснюється облік перетоків природного газу між газотранспортними системами суміжних країн;

цілісність системи - будь-яка ситуація в складових ЄГТСУ, при якій тиск і фізико-хімічні показники природного газу залишаються в межах між мінімальним та максимальним рівнями, визначеними ГТП (ГП), що технічно гарантують транспортування природного газу.

Інші терміни використовуються в цій Методиці у значеннях, наведених у Законі України "Про засади функціонування ринку природного газу", Порядку доступу та приєднання до Єдиної газотранспортної системи України, затвердженому постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики, від 19 квітня 2012 року N 420, зареєстрованому у Міністерстві юстиції України 07 травня 2012 року за N 721/21034 (далі - Порядок доступу та приєднання до ЄГТСУ), та Порядку розроблення та погодження прогнозного річного балансу надходження та розподілу природного газу в Україні, планового (розрахункового) балансу надходження та розподілу природного газу та формування і затвердження планового розподілу постачання природного газу споживачам, затвердженому наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 26 листопада 2012 року N 920, зареєстрованому у Міністерстві юстиції України 31 січня 2013 року за N 196/22728 (далі - Порядок розроблення та погодження балансу надходження та розподілу природного газу споживачам).

1.4. ГП (ГТП) та оператор ЄГТСУ визначають величину наявної або відсутньої вільної пропускної потужності складових ЄГТСУ відповідно до цієї Методики.

Для відмови у доступі чи приєднанні до ЄГТСУ на підставі відсутності або недостатності вільної пропускної потужності складових ЄГТСУ необхідно забезпечити дотримання таких критеріїв, як об'єктивність, прозорість та недискримінація.

Об'єктивність полягає в тому, що ГП, ГТП та оператор повинні доступно обґрунтувати відсутність чи недостатність вільної пропускної потужності, використовуючи у своєму обґрунтуванні (вимозі) ті дані, які були подані замовником (споживачем), та фактичні характеристики складових ЄГТСУ, до яких мав намір доступу чи приєднання замовник (споживач).

Прозорість - ГП, ГТП та оператор повинні заздалегідь оприлюднювати дані щодо величин пропускної потужності складових ЄГТСУ (технічної, резервної, вільної) відповідно до вимог розділу VI цієї Методики, що дозволить замовникам (споживачам) провести оцінку технічних і економічних параметрів щодо можливого доступу чи приєднання до ЄГТСУ. Дані повинні свідчити про те, що загальна пропускна потужність певної ділянки складових ЄГТСУ завантажена (відсутня вільна потужність) або законтрактована.

Недискримінація - під час розгляду заяви про доступ чи приєднання до ЄГТСУ до замовника не можуть застосовуватись додаткові обмеження, заборони, не передбачені законодавством України, у тому числі цією Методикою.

II. Технічна пропускна спроможність (потужність) складових ЄГТСУ

2.1. Визначення технічно можливої пропускної спроможності (потужності) складових ЄГТСУ в певній точці чи її дільниці здійснюється на підставі чинної проектної документації шляхом гідравлічного розрахунку газопроводу, що виконується:

для магістральних газопроводів - у порядку, визначеному "Общесоюзными нормами технологического проектирования. Магистральные трубопроводы" (ОНТП 51-1-85), затвердженими наказом Міністерства газової промисловості СРСР від 29 жовтня 1985 року N 255 (далі - ОНТП 51-1-85);

для газорозподільних мереж (розподільних газопроводів) - згідно з додатком до цієї Методики;

для ПСГ - на підставі чинної проектної документації.

Гідравлічний розрахунок газопроводу може виконуватися за допомогою програмного забезпечення, що відповідає вимогам ОНТП 51-1-85 та/або гідравлічному розрахунку газорозподільних мереж (розподільних газопроводів), наведеному у додатку до цієї Методики.

2.2. Гідравлічні режими роботи складових ЄГТСУ повинні прийматися, виходячи з умови створення при максимально допустимих втратах тиску газу найбільш економічної та надійної експлуатації ЄГТСУ, що забезпечує цілісність системи, стійкість її роботи, а також роботи газового обладнання споживачів у допустимих діапазонах тиску газу.

2.3. Розрахунки внутрішніх діаметрів газопроводів визначаються гідравлічним розрахунком, виходячи з умови забезпечення безперебійного транспортування (розподілу) природного газу в години максимального споживання, з урахуванням заданих технологічних параметрів, у тому числі: робочого тиску, коефіцієнта гідравлічної ефективності, температури навколишнього повітря та ґрунту, температури охолодження газу.

III. Резерв потужності складових ЄГТСУ

3.1. Величина резерву потужності складових ЄГТСУ в певній її точці чи ділянці визначається як різниця між величиною технічної пропускної потужності в цій точці чи дільниці, що визначається шляхом гідравлічного розрахунку, та величиною потужності, дозволеної іншим замовникам (споживачам), у тому числі замовленої до приєднання, яка оформлена технічними умовами або технічними завданнями ГП (ГТП).

3.2. ГП (ГТП) при зверненні нових замовників із заявами про приєднання до складових ЄГТСУ, а також про приєднання власних об'єктів системи газопостачання (газоспоживання) до власних газових мереж при прийнятті рішення щодо можливості приєднання мають виходити саме з величини резерву потужності в цих мережах або в установленому законодавством порядку здійснювати заходи щодо збільшення пропускної та резервної потужності газової мережі в певній її точці чи ділянці.

3.3. Вартість резерву потужності складових ЄГТСУ в певній точці чи ділянці визначається з урахуванням вимог Порядку розрахунку плати за приєднання об'єктів замовників до газових мереж, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики, від 31 січня 2013 року N 77, зареєстрованого у Міністерстві юстиції України 20 лютого 2013 року за N 298/22830.

IV. Вільна пропускна спроможність (потужність) складових ЄГТСУ

4.1. Величина вільної пропускної спроможності (потужності) складових ЄГТСУ визначається як різниця між технічною пропускною потужністю ЄГТСУ в певній її точці чи ділянці протягом календарного року в розрізі місяців та законтрактованими на ці періоди обсягами транспортування (розподілу) природного газу через зазначену точку чи ділянку ЄГТСУ всіма суб'єктами ринку природного газу.

4.2. Пріоритетність задоволення заяв суб'єктів ринку природного газу щодо транспортування, розподілу та зберігання газу за відсутності достатньої вільної пропускної потужності МГ, та/або ГРМ, та/або ПСГ, та/або мереж ГДП визначається Порядком доступу та приєднання до ЄГТСУ.

4.3. Порядок та процедура балансування обсягів природного газу в ЄГТСУ (фізичне балансування, комерційне балансування, заміщення) визначаються Порядком доступу та приєднання до ЄГТСУ та Порядком розроблення та погодження балансу надходження та розподілу природного газу споживачам.

V. Вільна пропускна спроможність (потужність) ЄГТСУ в точках інтерконекту

5.1. Величина вільної пропускної спроможності (потужності) ЄГТСУ в точках інтерконекту визначається як різниця між технічною пропускною потужністю ЄГТСУ в точках інтерконекту протягом календарного року в розрізі місяців та законтрактованими на ці періоди обсягами транспортування транзитного природного газу через зазначені точки інтерконекту всіма замовниками послуг з транзиту природного газу.

5.2. Пріоритетність задоволення заяв замовників природного газу щодо транзитного транспортування за відсутності достатньої вільної пропускної потужності МГ в точках інтерконекту визначається Порядком доступу та приєднання до ЄГТСУ.

5.3. Порядок та процедура балансування обсягів природного газу в ЄГТСУ (фізичне балансування, комерційне балансування, заміщення) визначаються Порядком доступу та приєднання до ЄГТСУ та Порядком розроблення та погодження балансу надходження та розподілу природного газу споживачам.

VI. Оприлюднення інформації щодо ГРП, ГРС, ПСГ та точок інтерконекту

6.1. ГП (ГТП) з метою забезпечення об'єктивного, прозорого, недискримінаційного доступу чи приєднання до складових ЄГТСУ на регулярній основі протягом року в розрізі календарних місяців, включаючи дані попередніх трьох років, через власні веб-сайти в мережі Інтернет оприлюднюють інформацію щодо технічної, резервної та вільної пропускної потужності газових мереж, що перебувають у їх власності чи користуванні (на праві господарського відання, користування або експлуатації), в розрізі кожної ГРС, ГРП, точок інтерконекту та ПСГ.

6.2. Інформація щодо ГРС, ГРП, точок інтерконекту та ПСГ має містити:

1) диспетчерську назву ГРС (ГРП, ПСГ);

2) назву об'єкта з прив'язкою до населеного пункту;

3) технічну пропускну потужність;

4) резерв потужності;

5) вільну пропускну потужність.

6.3. ГП (ГТП) оприлюднює та щороку до 01 лютого наступного року оновлює на своєму веб-сайті в мережі Інтернет інформацію за усіма ГРП (ГРС, ПСГ та точками інтерконекту) на території провадження ліцензованої діяльності. Така інформація є відкритою, а доступ до неї надається безоплатно.

6.4. Інформацію, передбачену підпунктами 3 - 5 пункту 6.2 цього розділу, ГП (ГТП) щомісяця оновлює на своєму веб-сайті в мережі Інтернет.

6.5. Зазначена інформація не є вихідними даними для проектування об'єктів зовнішнього газопостачання та може дати можливість потенційному замовнику оцінити бізнесові та виробничі ризики відповідно до наявного резерву потужності та вільної пропускної потужності на тій чи іншій ГРС, ГРП, ПСГ та точці інтерконекту. Замовник може звернутися до ГП (ГТП) з метою роз'яснення інформації, розміщеної на веб-сайті.

 

Директор Департаменту з питань виробництва традиційних та альтернативних видів палива

І. В. Рубан

 

Додаток
до Методики визначення наявної або відсутньої вільної пропускної спроможності (потужності) Єдиної газотранспортної системи України
(пункт 2.1)

Гідравлічний розрахунок газорозподільних мереж (розподільних газопроводів)

1. Гідравлічний розрахунок газопроводів виконується, як правило, на комп'ютері за допомогою програмного забезпечення, з урахуванням оптимального розподілу розрахункової втрати тиску між ділянками мережі.

При неможливості чи недоцільності виконання розрахунку на комп'ютері (наприклад, відсутність відповідної програми) гідравлічний розрахунок має бути виконаний за наведеними нижче формулами або за номограмами, складеними за цими формулам.

2. Розрахункові втрати тиску в газопроводах високого та середнього тисків приймаються в межах категорій тисків, прийнятих для газорозподільних мереж.

3. Розрахункові сумарні втрати тиску газу в газопроводах низького тиску (від джерела газопостачання до найбільш віддаленого приладу) приймаються не більше 180 даПа, у тому числі в підвідних газопроводах - 120 даПа, газопроводах-вводах і внутрішніх газопроводах - 60 даПа.

Для приватної забудови розподіл розрахункових втрат допускається в підвідних газопроводах - 150 даПа, газопроводах-вводах і внутрішніх газопроводах - 30 даПа.

4. У разі коли газопостачання зрідженим вуглеводневим газом (далі - ЗВГ) є тимчасовим (з подальшим переводом на газопостачання природним газом), газопроводи необхідно проектувати за можливості їх використання в майбутньому на природному газі. При цьому кількість газу необхідно визначати як еквівалентну (за теплотою згорання) розрахунковим витратам ЗВГ.

5. Значення розрахункової втрати тиску газу при проектуванні газопроводів усіх тисків для промислових, сільськогосподарських та побутових підприємств і організацій комунально-побутового обслуговування приймаються залежно від тиску газу в місці підключення з урахуванням технічних характеристик, що приймаються до установки газового обладнання, пристроїв автоматики безпеки і автоматики регулювання технологічного режиму теплових агрегатів.

6. Падіння тиску в газопроводах низького тиску визначається залежно від режимів руху газу по газопроводу та числа Рейнольдса (R_e), за формулою

де Q - витрата газу, м³/г, при температурі 0° C і тиску 0,10132 МПа;

d - внутрішній діаметр газопроводу, см;

u - коефіцієнт кінематичної в'язкості газу, м²/с (при температурі 0° C і тиску 0,10132 МПа).

Залежно від значення R_e падіння тиску в газопроводах визначається за такими формулами:

для ламінарного режиму руху газу R_e Ј 2000:

H = 1,132 · 106

Q _____ d4

url;

(2)

для критичного режиму руху газу R_e = 2000 - 4000:

H = 0,516 ·

rl;

(3)

для турбулентного режиму руху газу при R_e > 4000:

H = 69 · (

n ____ d

+ 1922

ud _____ Q

)0,25 ·

rl,

(4)

де H - падіння тиску, Па;

r - щільність газу, кг/м³, при температурі 0° C і тиску 0,10132 МПа;

l - розрахункова довжина газопроводу постійного діаметру, м;

n - еквівалентна абсолютна шорсткість внутрішньої поверхні стінки стальних труб - 0,01; для поліетиленових труб - 0,002;

Q, d, u - означає те саме, що для формули (1).

7. Розрахункову витрату газу на дільницях розподільних навантажень газопроводів низького тиску, що мають попутні витрати газу, необхідно приймати як суму транзитного газу і 0,5 попутної витрати газу на цій дільниці.

Гідравлічний розрахунок газопроводів середнього та високого тисків по всій області турбулентного режиму руху газу виконується за формулою

= 1,4 · 10-5 · (

n ____ d

+ 1922

ud _____ Q

)0,25 ·

r,

(5)

де P₁ - абсолютний тиск газу на початку газопроводу, МПа;

P₂ - те саме в кінці газопроводу, МПа;

l, n, d, u, r, Q - означає те саме, що для формули (4).

Падіння тиску від місцевих опорів (коліна, трійники, запірна арматура тощо) допускається враховувати шляхом збільшення розрахункової довжини газопроводів на 5 - 10 %.

8. Для зовнішніх надземних і внутрішніх газопроводів розрахункова довжина газопроводів визначається за формулою

l = l1 + Sx · ld,

(6)

де l₁ - фактична довжина газопроводу, м;

Sx - сума коефіцієнтів місцевих опорів дільниці газопроводу довжиною l₁;

ld - еквівалентна довжина прямолінійної дільниці газопроводу (м), втрати тиску на якій дорівнюють втратам тиску в місцевому опорі із значенням коефіцієнта x = 1.

Еквівалентна довжина газопроводу визначається залежно від режиму руху газу в газопроводі за такими формулами:

для ламінарного режиму руху газу:

ld = 5,5 · 10-6 ·

Q ____ u

;

(7)

для критичного режиму руху газу:

ld = 12,15 ·

;

(8)

для усієї області турбулентного режиму руху газу:

ld =

.

(9)

9. Падіння тиску в трубопроводах рідкої фази ЗВГ визначається за формулою

H = 50 ·

llV2r _________ d

,

(10)

де l - коефіцієнт гідравлічного опору;

V - середня швидкість руху зріджених газів, м/с.

З урахуванням протикавітаційного запасу середні швидкості руху рідкої фази необхідно приймати: у всмоктуючих трубопроводах - не більше 1,2 м/с; у напірних трубопроводах - не більше 3 м/с.

Коефіцієнт гідравлічного опору визначається за формулою

l = 0,11 (

n ____ d

+

68 ____ Re

)0,25.

(11)

Позначення у формулах (7) - (11) те саме, що і в формулах (1) - (4), (6).

10. Гідравлічний розрахунок газопроводів парової фази ЗВГ повинен виконуватися відповідно до вказівок розрахунку для газопроводів природного газу відповідного тиску.

11. При розрахунку внутрішніх газопроводів низького тиску для житлових будинків допускається визначати втрати тиску газу на місцеві опори в розмірі, у процентах від лінійних втрат:

1) на газопроводах від вводу в будинок:

до стояка - 25 %;

на стояках - 20 %;

2) на внутрішньоквартирній розводці при довжині розводки:

1 - 2 м - 450 %;

3 - 4 м - 300 %;

5 - 7 м - 120 %;

8 - 12 м - 50 %.

12. При розрахунку газопроводів низького тиску необхідно враховувати гідростатичний напір H_g, даПа, що визначається за формулою

Hg = ±9,81 · h · (ra - r),

(12)

де h - різниця абсолютних відміток початкових і кінцевих дільниць газопроводу, м;

r_a - щільність повітря, кг/м³, при температурі 0° C і тиску 0,10132 МПа;

r - позначення те саме, що і у формулі (4).

13. Гідравлічний розрахунок кільцевих мереж газопроводів необхідно виконувати з урахуванням тиску у вузлових точках розрахункових кілець при максимальному використанні допустимої втрати тиску газу. Допускається втрата тиску в кільці до 10 %.

14. При виконанні гідравлічного розрахунку надземних і внутрішніх газопроводів з урахуванням міри шуму, що створюється рухом газу, необхідно приймати швидкість руху газу не більше 7 м/с для газопроводів низького тиску, 15 м/с - для газопроводів середнього тиску, 25 м/с - для газопроводів високого тиску.

15. При виконанні гідравлічного розрахунку газопроводів за формулами (1) - (12) діаметр газопроводу необхідно попередньо визначати за формулою

d = 0,036238 ·

,

(13)

де d - діаметр газопроводу, см;

Q - витрата газу, м³/год., при температурі 0° C і тиску 0,10132 МПа;

t - температура газу, °C;

p_m - середній тиск газу (абсолютний) на розрахунковій дільниці газопроводу, МПа;

V - швидкість руху газу, м/с.

16. Отримане значення діаметра газопроводу необхідно приймати як вихідну величину при виконанні гідравлічного розрахунку газопроводів.

____________