Про затвердження Кодексу газотранспортної системи
Нацком.енергетики, ком.послуг; Постанова від 30.09.20152493
Документ z1378-15, чинний, поточна редакція — Редакція від 15.06.2018, підстава v1437874-17
( Увага Остання подія — Редакція відбудеться 01.08.2018, підстава v1437874-17 )
 

Сторінки:  1  [ 2 ]  3  4  5  6  7  8  9
« попередня сторінканаступна сторінка »  

газорозподільні станції;

установки підготовки газу;

установки протикорозійного захисту;

лінії і споруди систем технологічного зв’язку і телемеханіки;

лінія електропередачі і обладнання для електроживлення електроустановок магістральних газопроводів, систем телемеханіки та установок електрохімічного захисту;

газовимірювальні станції (ГВС), газовимірювальні пункти і газовимірювальні блоки на лінійній частині магістрального газопроводу;

міжгазопровідні пункти редукування газу;

протипожежні засоби, протиерозійні і захисні споруди газопроводів;

будівлі та споруди на лінійній частині магістрального газопроводу;

розпізнавальні і сигнальні знаки місцезнаходження газопроводів, що призначені для обслуговування технологічних об’єктів газотранспортної системи та знаходяться на балансі оператора газотранспортної системи;

інші об’єкти газотранспортної системи.

2. Визначення точок входу і точок виходу, віртуальних точок газотранспортної системи

1. У газотранспортній системі виділяються такі точки входу:

1) точки входу з фізичним розташуванням (далі - фізичні точки входу):

точки входу на міждержавних з’єднаннях;

точки входу від суміжних газовидобувних підприємств (через мережі яких може передаватися природний газ іншого газовидобувного підприємства чи групи газовидобувних підприємств);

точки входу з установок LNG;

точки входу з газосховищ;

2) віртуальні точки входу з невизначеним фізичним розташуванням (далі - віртуальні точки входу):

точки входу з газорозподільних систем (місце надходження газу від газовидобувного підприємства в точці його підключення до газорозподільної системи, через яку, у тому числі, може передаватися газ іншого газовидобувного підприємства чи групи газовидобувних підприємств);

точки входу з газосховища чи групи газосховищ;

точки входу від суміжних газовидобувних підприємств (через мережі яких може передаватися природний газ іншого газовидобувного підприємства чи групи газовидобувних підприємств);

віртуальна торгова точка входу;

точки входу на міждержавних з’єднаннях.

ункт 1 глави 2 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017}

2. У газотранспортній системі виділяються такі точки виходу:

1) точки виходу з фізичним розташуванням (далі - фізичні точки виходу):

точки виходу на міждержавних з’єднаннях;

точки виходу до прямих споживачів;

точки виходу до газорозподільних систем;

точки виходу до газосховищ.

2) віртуальні точки виходу з невизначеним фізичним розташуванням (далі - віртуальні точки виходу):

точки виходу до газорозподільних систем;

точки виходу до газосховища чи групи газосховищ;

віртуальна торгова точка виходу;

точки виходу на міждержавних з’єднаннях;

точка виходу для операцій оператора газотранспортної системи, пов'язаних із закупівлею оператором газотранспортної системи природного газу для власних потреб та виробничо-технологічних витрат.

ункт 2 глави 2 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017}

3. Для кожної газорозподільної зони оператор газотранспортної системи створює одну віртуальну точку виходу до газорозподільної системи, що охоплює всі точки виходу до цієї системи, розташовані на території ліцензованої діяльності оператора газорозподільної системи.

4. По кожному суміжному газовидобувному підприємству оператор газотранспортної системи створює одну віртуальну точку входу від цього суміжного газовидобувного підприємства, що об’єднує всі його фізичні точки входу в газотранспортну систему (навіть якщо це єдина фізична точка входу).

У випадку якщо до газорозподільної системи оператора газорозподільної системи підключений промисловий газопровід газовидобувного підприємства (підприємств), оператор газотранспортної системи створює одну віртуальну точку входу з газорозподільної системи (окремо для кожної газорозподільної зони), в яку об’єднує всі фізичні підключення газовидобувних підприємств, безпосередньо підключених до газорозподільної системи.

ункт 4 глави 2 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017}

5. З метою забезпечення ефективного та максимального використання технічної потужності газотранспортної системи, сприяння транскордонній торгівлі природним газом оператор газотранспортної системи за погодженням з Регулятором має право створити віртуальні точки входу/виходу на міждержавному з’єднанні, які повинні відповідати таким умовам:

1) загальна потужність кожної віртуальної точки входу/виходу міждержавного з’єднання дорівнює або перевищує суму технічних потужностей усіх фізичних точок входу/виходу на міждержавному з’єднанні, які вона об’єднує;

2) створення віртуальної точки входу/виходу на міждержавному з’єднанні не суперечить угодам із оператором газотранспортної системи сусідньої країни;

3) віртуальна точка на міждержавному з’єднанні може поєднувати фізичні точки на міждержавному з’єднанні виключно з однією сусідньою країною.

{Пункт глави 2 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017}

6. Оператор газотранспортної системи розміщує на власному веб-сайті перелік усіх точок входу та виходу газотранспортної системи.

ІІІ. Норми якості, фізико-хімічні показники та інші характеристики природного газу, правила обліку та документальне оформлення приймання-передачі природного газу

1. Норми якості, фізико-хімічні показники та інші характеристики природного газу, що допускається до транспортування в газотранспортній системі

1. Відповідальним за якість газу є:

1) у точках входу (крім точок входу на міждержавному з'єднанні) - оператори суміжних систем, суміжні газовидобувні підприємства, які подають природний газ до газотранспортної системи в точці входу. У точках входу на міждержавному з'єднанні відповідальним є замовник послуг транспортування;

{Підпункт 1 пункту 1 глави 1 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017}

2) у точках виходу - оператор газотранспортної системи.

2. Визначення фізико-хімічних показників та інших характеристик (далі - ФХП) природного газу проводиться у точках входу і точках виходу.

3. Визначення ФХП природного газу у точках виходу газотранспортної системи проводиться оператором газотранспортної системи на умовах, визначених цим Кодексом та погоджених з операторами суміжних систем або прямими споживачами, з використанням автоматичних потокових приладів (автоматичних хроматографів та вологомірів) та/або вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій.

4. Точки визначення ФХП природного газу можуть знаходитись як на комерційних вузлах обліку газу (ВОГ) та пунктах вимірювання витрат газу (ПВВГ), так і на інших точках магістральних газопроводів, від яких подається газ через вищезазначені комерційні ВОГ та ПВВГ. Оператор газотранспортної системи повинен визначати точки визначення ФХП (місця відбору проб) таким чином, щоб гарантувати, що значення теплоти згоряння відібраної проби не відрізнялось більше ніж на +/- 5 % у ту саму добу від теплоти згоряння природного газу по будь-якому фізичному виходу комерційного обліку газу, на який ці значення ФХП розповсюджуються.

У разі якщо до точки входу/виходу до/із газотранспортної системи природний газ надходить одночасно від різних джерел, визначення ФХП природного газу, що транспортується до точки входу/виходу ГТС, проводиться після точки змішування.

{Пункт 4 глави 1 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017}

5. Визначення ФХП природного газу у точках входу газотранспортної системи проводиться на комерційних ВОГ (ПВВГ) операторів суміжних систем (у тому числі суміжних газовидобувних підприємств) або інших суб’єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи з використанням автоматичних потокових приладів (автоматичних хроматографів та вологомірів) та/або вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій.

ункт 5 глави 1 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017}

6. Точки визначення ФХП (місця відбору проб) природного газу та періодичність проведення вимірювань при використанні для визначення ФХП вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій узгоджуються оператором газотранспортної системи з операторами суміжних систем, суміжними газовидобувними підприємствами або іншими суб’єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи, окремим протоколом.

Оператор ГТС повинен розробити, затвердити та розмістити на офіційному сайті відповідні маршрути визначення фізико-хімічних показників газу, в яких описано та схематично зображено маршрут переміщення газу від точки/точок визначення ФХП газу до точок входу або точок виходу до/з газотранспортної системи з відображенням місць відбору проб ФХП природного газу та/або встановлення автоматичних потокових приладів визначення ФХП газу.

{Пункт 6 глави 1 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017}

Маршрут може бути розроблений як для однієї точки виходу ГТС, так і для групи точок виходу ГТС з однаковими ФХП газу.

{Пункт 6 глави 1 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017}

У випадку транспортування газу до точки виходу різними маршрутами складаються і затверджуються всі можливі маршрути.

{Пункт 6 глави 1 розділу III доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017}

ункт 6 глави 1 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017}

7. Точки входу та точки виходу до/з газотранспортної системи, через які передається природний газ з максимальною витратою за стандартних умов, що перевищує 30000 м-3/год, мають бути обладнані приладами, які на безперервній основі забезпечують контроль компонентного складу, теплоти згоряння та температури точки роси за вологою природного газу (зокрема автоматичними хроматографами та вологомірами), з можливістю дистанційного їх контролю та передачі даних підрозділам оператора газотранспортної системи. Для нових точок входу/виходу до/з газотранспортної системи, через які подається природний газ, норма щодо обладнання приладами, які на безперервній основі забезпечують контроль ФХП природного газу, є обов’язковою незалежно від величини об’єму передачі природного газу.

8. У разі виходу з ладу автоматичних потокових приладів за погодженням з оператором газотранспортної системи допускається на період усунення несправності використання для визначення теплоти згоряння, компонентного складу газу та температури точки роси за вологою хіміко-аналітичних лабораторій.

9. Періодичність визначення компонентного складу, теплоти згоряння та температури точки роси за вологою при використанні вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій повинна бути не рідше, ніж один раз на тиждень.

10. До визначення ФХП допускаються вимірювальні хіміко-аналітичні лабораторії, що у встановленому законодавством порядку отримали право на виконання таких робіт.

11. Для точок входу і точок виходу визначаються такі значення ФХП:

компонентний склад;

нижча та вища теплота згоряння;

густина газу;

вміст сірководню та меркаптанової сірки;

вміст механічних домішок;

число Воббе;

температура точки роси за вологою;

температура точки роси за вуглеводнями.

12. Визначення ФХП природного газу та відбір проб газу проводиться згідно з вимогами чинних нормативно-технічних документів. При цьому уповноважені представники оператора суміжних систем мають право бути присутніми під час відбору проб газу та/або при проведенні його аналізу з визначення ФХП.

13. Природний газ, що подається в газотранспортну систему, повинен відповідати таким вимогам:


вміст метану (C1), мол. %

мінімум


90


вміст етану (C2), мол. %

максимум


7


вміст пропану (C3), мол. %

максимум


3


вміст бутану (C4), мол. %

максимум


2


вміст пентану та інших більш важких вуглеводнів (C5+), мол. %

максимум


1


вміст азоту (N2), мол. %

максимум


5


вміст вуглецю (CO2), мол. %

максимум


2


вміст кисню (O2), мол. %

максимум


0,02


вища теплота згоряння (25 °C/20 °C)





мінімум

36,20 МДж/м-3 (10,06 кВтгод/м-3)



максимум

38,30 МДж/м-3 (10,64 кВтгод/м-3)


вища теплота згоряння (25 °C/0 °C)



мінімум

38,85 МДж/м-3 (10,80 кВтгод/м-3)



максимум

41,10 МДж/м-3 (11,42 кВтгод/м-3)


нижча теплота згоряння (25 °C/20 °C)



мінімум

32,66 МДж/м-3 (09,07 кВтгод/м-3)



максимум

34,54 МДж/м-3 (09,59 кВтгод/м-3)


температура точки роси за вологою °С


при абсолютному тиску газу 3,92 МПа

не перевищує мінус 8 (-8)


температура точки роси за вуглеводнями


при температурі газу не нижче 0 °С

не перевищує 0°С


вміст механічних домішок:

відсутні


вміст сірководню, г/м-3

максимум 0,006


вміст меркаптанової сірки, г/м-3

максимум 0,02

14. ФХП у прикордонних точках входу та виходу повинні відповідати вимогам зовнішньоекономічних договорів, угодам про взаємодію та вимогам пункту 13 цієї глави.

15. Оператор газотранспортної системи має право не приймати у точках входу в газотранспортну систему природний газ у випадках невідповідності ФХП газу параметрам, за недотримання яких типовим договором транспортування природного газу, затвердженого Регулятором, передбачено сплату додаткових плат.

ункт 15 глави 1 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 615 від 28.04.2017}

16. Якщо природний газ, що не відповідає вимогам пункту 13 цієї глави, був завантажений в газотранспортну систему з причин, незалежних від оператора газотранспортної системи, оператор газотранспортної системи одержує від суб’єкта, який подав у газотранспортну систему неякісний газ, додаткову оплату, визначену в договорі транспортування.

17. ФХП транспортованого природного газу у точках виходу повинні відповідати вимогам пункту 13 цієї глави, за винятком вимог щодо вмісту меркаптанової сірки.

18. Якщо природний газ, що був переданий в точках виходу з газотранспортної системи, не відповідає встановленим вимогам пункту 17 цієї глави, оператор газотранспортної системи сплачує оператору газорозподільної системи, оператору газосховищ, прямому споживачу додаткову оплату, визначену в договорі транспортування.

19. Значення ФХП природного газу, що транспортується, визначається:

для точок, в яких були встановлені потокові засоби вимірювань, для кожної години;

для точок, які не були обладнані засобами вимірювання складу природного газу (не були встановлені хроматографи, вологоміри), на підставі останнього вимірювання, проведеного вимірювальною хіміко-аналітичною лабораторією.

20. Місячні паспорти-сертифікати ФХП газу підлягають оприлюдненню на веб-сайті оператора газотранспортної системи.

21. Оператор газотранспортної системи надає операторам суміжних систем або іншим суб’єктам, безпосередньо підключеним до газотранспортної системи, оперативні дані ФХП природного газу за всіма узгодженими точками його визначення, який має містити такі чисельні значення:

густина газу;

вміст азоту;

вміст вуглекислого газу;

температура точки роси за вологою;

температура точки роси за вуглеводнями;

число Воббе;

середньозважена вища теплота згоряння за минулу добу.

{Абзац восьмий пункту 21 глави 1 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017}

22. Газ, що подається споживачам, повинен бути одоризованим згідно з вимогами чинних нормативно-технічних документів. В окремих випадках, які визначаються угодами з операторами суміжних систем або іншими суб’єктами, що безпосередньо підключені до газотранспортної системи, допускається подача неодоризованого природного газу.

23. Оператор газотранспортної системи є відповідальним за забезпечення оптимального режиму одоризації газу.

2. Порядок обліку природного газу

1. Приймання-передача природного газу у фізичних точках входу та точках виходу здійснюється виключно за наявності комерційного ВОГ (ПВВГ).

2. Комерційний облік природного газу проводиться на комерційному ВОГ (ПВВГ) сторони, що передає природний газ. Якщо у сторони, що передає газ, відсутній комерційний ВОГ (ПВВГ), комерційний облік природного газу проводиться на комерційному ВОГ (ПВВГ) сторони, що приймає газ.

3. Комерційний ВОГ (ПВВГ) у точці входу до газотранспортної системи має бути розташований у точці приєднання, яка має співпадати з межею балансової належності між операторами суміжних систем або іншими суб’єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи. У випадку, якщо комерційний ВОГ (ПВВГ) у точці входу до газотранспортної системи не розташований у точці приєднання, яка має співпадати з межею балансової належності між операторами суміжних систем або іншими суб’єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи, власник комерційного ВОГ (ПВВГ) передає оператору газотранспортної системи на обслуговування на підставі договору відповідну інфраструктуру від комерційного ВОГ (ПВВГ) до межі балансової належності, який передбачає покриття відповідних витрат оператора газотранспортної системи.

4. На газорозподільній станції комерційні ВОГ (ПВВГ) можуть бути встановлені на газопроводі високого тиску до вузла редукування, а на газопроводі низького тиску після вузла редукування.

5. Якщо комерційні ВОГ (ПВВГ), у тому числі прикордонні ГВС (ПВВГ) як у точці входу, так і точці виходу розташовані до (після) межі балансової належності, обсяг переданого газу зменшується (збільшується) на розрахункову величину виробничо-технологічних витрат на ділянці між цим комерційним ВОГ (ПВВГ) і межею балансового розподілу суміжних суб’єктів господарювання.

6. Якщо після комерційного ВОГ (ПВВГ) на газорозподільній станції здійснюється відбір газу на газоспоживаюче обладнання оператора газотранспортної системи (котли опалення чи підігрівачі газу), це обладнання має бути забезпечене окремим вузлом обліку газу відповідно до вимог чинного законодавства.

7. Обсяги інших виробничо-технологічних витрат природного газу після комерційного вузла обліку газу на газорозподільних станціях, у тому числі на газорегулюючому обладнанні, запобіжних пристроях, скидних клапанах, продувних свічках тощо, визначаються за результатами інструментального визначення обсягів виробничо-технологічних витрат, що провадиться за графіком або розрахунком погодженими сторонами.

8. Вимоги до складових частин вузла обліку природного газу, правил експлуатації приладів обліку, порядку вимірювання його обсягів та визначення якості визначаються технічними регламентами та нормами, правилами і стандартами, які встановлюються і затверджуються центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в нафтогазовому комплексі.

9. Особливості обліку природного газу у точках входу та точках виходу між оператором газотранспортної системи та операторами суміжних систем (окрім оператора газорозподільних систем) або іншими суб’єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи, регулюються Кодексом та технічною угодою, що укладається між вказаними суб’єктами (далі - Технічна угода). Особливості обліку природного газу у точках входу та точках виходу між оператором газотранспортної системи та оператором газорозподільної системи регулюються положеннями Кодексу та у випадку необхідності Технічною угодою, яка не може суперечити положенням Кодексу.

10. Для точок входу і точок виходу визначаються значення обсягу газу в одиницях об’єму (м-3) та енергетичних одиницях (МВт·год):

{Абзац перший пункту 10 глави 2 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017}

обсяг природного газу за годину;

обсяг природного газу за добу;

обсяг природного газу за місяць;

ФХП газу;

тиск газу.

11. Обсяг енергії природного газу розраховується шляхом перемноження виміряного об’єму газу, зведеного до стандартних умов, на значення середньозваженої вищої теплоти згоряння газу за цей період:

де:

-

обсяг енергії газу, (МВт·год);


-

об’єм газу, зведений до стандартних умов, (тис. м-3);


-

середньозважена вища теплота згоряння газу, (кВт·год/м-3).

При використанні потокового хроматографа вища теплота згоряння за годину є середнім арифметичним від проведених вимірювань за годину.

Вимірювання теплоти згоряння проводиться відповідно до вимог глави 1 Розділу ІІІ.

Обсяг енергії природного газу, що проходить через комерційний ВОГ, який розташований на маршруті, який обладнаний потоковими ЗВТ визначення ФХП газу, може визначатися:

в автоматичному режимі з використанням коректорів або обчислювачів об’єму газу з функцією розрахунку енергії природного газу, які отримують дані безпосередньо з потокових ЗВТ визначення ФХП газу;

у напівавтоматичному режимі з використанням спеціалізованих програм на основі середніх значень теплоти згоряння за годину з потокових ЗВТ визначення ФХП газу та об’єму газу за годину з коректорів/обчислювачів об’єму газу.

Обсяг енергії природного газу, що проходить через комерційний ВОГ, який розташований на маршруті, де визначення ФХП газу проводиться з використанням вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій, може визначатися:

у напівавтоматичному режимі з використанням коректорів або обчислювачів об’єму газу з функцією розрахунку енергії природного газу на основі значення вищої теплоти згоряння, що вводиться до обчислювача/коректора з використанням спеціалізованих програм як умовно-постійний параметр, та об’єму газу за період розрахунку;

у напівавтоматичному режимі з використанням спеціалізованих програм на основі значення вищої теплоти згоряння, що дорівнює останньому визначеному значенню вищої теплоти згоряння, та об’єму газу за годину з коректорів/обчислювачів об’єму газу (при цьому, вищезгадане значення вищої теплоти згоряння використовується для розрахунку, починаючи з години, наступної за годиною, під час якої до обчислювача/коректора з використанням спеціалізованих програм внесені, як умовно-постійні, параметри значення густини газу, вмісту азоту та діоксиду вуглецю).

ункт 11 глави 2 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017}

12. Обсяг природного газу за добу, як в одиницях об’єму, так і одиницях енергії, визначається як сума погодинних обсягів природного газу.

ункт 12 глави 2 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017}

13. Обсяг природного газу за місяць, як в одиницях об’єму, так і одиницях енергії, визначається як сума добових обсягів природного газу.

ункт 13 глави 2 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017}

14. Вища теплота згоряння за добу є середньозваженим значенням вищої теплоти згоряння за кожну годину доби розраховується за формулою:

де:

-

середньозважене значення вищої теплоти згоряння за добу;


-

значення вищої теплоти згоряння за і-ту годину;


-

об’єм газу за годину.

Вища теплота згоряння за місяць є середньозваженим значенням вищої теплоти згоряння за кожну добу і розраховується за формулою:

де:

-

середньозважене значення вищої теплоти згоряння за місяць;


-

середньозважене значення вищої теплоти згоряння за і-ту добу;


-

об’єм газу за добу.

ункт 14 глави 2 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017}

ункт 15 глави 2 розділу III виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017}

  Пошук Знайти слова на сторiнцi:     
* тiльки українськi (або рос.) лiтери, мiнiмальна довжина слова 3 символи...

Сторінки:  1  [ 2 ]  3  4  5  6  7  8  9
« попередня сторінканаступна сторінка »