В соответствии с подпунктом 16) статьи 6 Закона Республики Казахстан от 9 января 2012 года «О газе и газоснабжении» ПРИКАЗЫВАЮ:

3) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 1) и 2) настоящего пункта.

Утверждена приказом
Министра энергетики
Республики Казахстан
от 30 сентября 2020 года
№ 340
Методика расчета норм расхода товарного газа на собственные технологические нужды и потери в газораспределительных системах

1. Настоящая Методика расчета норм расхода товарного газа на собственные технологические нужды и потери в газораспределительных системах (далее – Методика) разработана в соответствии с подпунктом 16) статьи 6 Закона Республики Казахстан от 9 января 2012 года «О газе и газоснабжении» и предназначена для расчета норм расхода товарного газа на собственные технологические нужды и потери в газораспределительных системах.

3. Методика применяется при расчете норм расхода товарного газа на объектах газораспределительной системы в соответствии с Требованиями по безопасности объектов систем газоснабжения, утвержденными приказом Министра внутренних дел Республики Казахстан от 09 октября 2017 года № 673 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 15986) при следующих случаях:

4) эксплуатации средств измерений расхода газа и контрольно-измерительных приборов (далее – СИРГ), служащих для учета расхода товарного газа (ремонт, замена, снятие и установка средств измерений для проведения очередной поверки, ревизия внутренней полости сужающих устройств и расходомеров, утечки через неплотности запорной арматуры, резьбовых и фланцевых соединений);

где:
S - площадь отапливаемых помещений, м2 (перечень помещений, не имеющих центрального отопления и подлежащих отоплению товарным газом;
Qнр - теплота сгорания товарного газа (ккал/м3), принимается фактическое значение по паспорту на товарный газ;
tвн - усредненная расчетная температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, 0С: для служебных помещений принимается равной +20 0С, для производственных цехов - (+16 0С) и для зданий ГРП - (+50С);
Значения нижеследующих параметров принимаются согласно приложению 2 к настоящей Методике;
qуд - нормируемый удельный часовой расход тепловой энергии на отопление здания в расчете на 1 м2 отапливаемой площади, Вт/(ч·м2);
nо - продолжительность отопительного периода, сутки;
tсро - средняя температура наружного воздуха за отопительный период, 0С;
tpо - средняя температура наружного воздуха наиболее холодной пятидневки, 0С.

где:
d - внутренний диаметр газопровода, м;
v - скорость движения товарного газа согласно категории газопровода, м/с; для газопроводов низкого давления – 7 м/с, среднего давления – 15 м/с, высокого давления – 25 м/с;
3600 - количество секунд в одном часе;
kс - коэффициент пересчета объема товарного газа к стандартным условиям согласно ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема»- (температура Тс = 293,15 К, давление Рс = 101325 Па).
Коэффициент пересчета kс определяется по формуле:
где:
Рб - барометрическое давление в районе газоснабжения (Па);
Рг - давление товарного газа избыточное, по манометру (Па);
Р - абсолютное давление товарного газа (Па), определяется путем суммирования значений избыточного и барометрического давления;
Тг - абсолютная (термодинамическая) температура товарного газа (К);
tг - температура товарного газа (оС), принимается равной температуре наружного воздуха в районе газоснабжения.

7. Расчет норм расхода товарного газа при проведении профилактических и ремонтных работ в ГРП, ШРП с настройкой и проверкой на срабатывание ПСК определяется согласно ГОСТ 12.2.085-2017 «Арматура трубопроводная. Клапаны предохранительные. Выбор и расчет пропускной способности». Режим течения потока сбрасываемого товарного газа зависит от отношения абсолютных давлений β, определяемого по формуле:
где:
β - отношение абсолютных давлений, при докритическом режиме течения товарного газа значение превышает 0,5457, а при критическом – равно или меньше 0,5457;
Р0 - абсолютное давление товарного газа на выходе из свечи в окружающую среду (Па), принимается равным барометрическому давлению в данной местности;
Р1 - абсолютное давление товарного газа на входе перед краном (Па);
Рг - избыточное давление товарного газа (Па), при проверке параметра ПСК принимается на 15% выше рабочего давления после регулятора; Продувка газопроводов низкого давления производится рабочим давлением газопровода, а на газопроводах среднего и высокого давления - не более 0,1 МПа;
Рб - барометрическое давление в районе газоснабжения (Па), для укрупненного расчета принимается согласно приложению 2 к настоящей Методике.

при β ≤ 0,5457 (критический режим течения):
при β > 0,5457 (докритический режим течения):
где:
Nгрп - количество действующих ГРП, ШРП распределенных по давлениям настройки и продувки;
n - количество операций в год, принимается согласно количеству проводимых профилактических и ремонтных работ;
- диаметр седла клапана (м); в зависимости от фактической комплектации ГРП, ШРП выбрать из ряда: 0,015; 0,02; 0,025; 0,032; 0,04; 0,05; Диаметр седла сбросной арматуры (м), для равнопроходного крана принимается равным условному диаметру (Ду) входного патрубка перед краном, для стандарто-проходного крана принимается условный диаметр на один ряд ниже чем (Ду);
ρc - плотность товарного газа в стандартных условиях (кг/м3), принимается фактическое значение по паспорту на товарный газ;
ρ 1 - плотность товарного газа в рабочих условиях (кг/м3).
Плотность товарного газа в рабочих условиях определяется по формуле:
где:
Мm - молярная масса товарного газа (кг/кмоль);
R - удельная газовая постоянная, равная 8,31451 кДж/(кмоль·К);
Т1 - абсолютная температура товарного газа (К), Т1 =273,15 + tг;
tг - температура товарного газа (оС), для укрупненного расчета принимается среднегодовая температура наружного воздуха согласно приложению 2 к настоящей Методике.

где:
ν - норма сброса (480 м3/месяц);
30 - количество суток в месяце;
0,1 - доля, соответствующая 10%;
365 - количество суток в году;
- количество ГРП, снабжающих товарным газом только бытовых потребителей (коммунально-бытовые предприятия и население).

где:
kпр - коэффициент, учитывающий качество продувки, достигаемое продувкой избыточного объема товарного газа; принимается равным 1,25;
d - условный диаметр газопровода Ду (м), для полиэтиленовых труб принимается согласно приложению 3 к настоящей Методике.
L - протяженность газопровода соответствующего условного диаметра и рабочего давления в них (км).

где:
Nкг, Nс- количество ГРП, ШРП и СИРГ, работающих круглогодично или сезонно.
0,6 - величина потерь (м3/ч) в газовом оборудовании ГРП с регуляторами давления типов: Регулятор давления универсальный Казанцева, Регулятор давления блочный Казанцева, Регулятор давления газа;
0,3 - величина потерь (м3/ч) в газовом оборудовании ШРП с регуляторами давления типа: Регулятор давления независимый комбинированный;
0,05 - величина потерь (м3/ч) в газовом оборудовании индивидуальных ШРП и СИРГ.

где:
- укрупненный показатель удельных потерь товарного газа (м3 в год на 1 км газопровода), учитывающий все виды вышеперечисленных утечек, в зависимости от давления товарного газа и диаметра труб, принимаемый согласно приложению 4 к настоящей Методике.

Объем потерь товарного газа Vпр.р (м3) на проведение ремонтных работ с опорожнением и последующей продувки товарным газом (после окончания работ), а также восстановление давления в отключаемом участке газопровода до рабочих параметров, определяется по формуле:
Объем потерь товарного газа Vн(то) (м3) при повторных пусках ГРП, ШРП с проверкой настройки регуляторов давления и срабатывания ПСК, определяется согласно формулам 2.6 и 2.7 настоящей Методики с учетом, что количество проводимых операций n равно 1.
Объем потерь товарного газа при утечках Vист (м3), определяется по формуле:
где:
τист - время истечения товарного газа (ч).
Массовый расход истечения товарного газа Gист (кг/с), определяется в зависимости от режима истечения:
при β ≤ 0,5457 (критический режим течения):
при β > 0,5457 (докритический режим течения):
где:
f - суммарная площадь дефектов, образованных при повреждении (м2);
α - коэффициент расхода, при истечении товарного газа через тонкое отверстие в стенке трубы газопровода принимается равным 0,59;
kv - поправочный коэффициент, учитывающий уменьшение расхода товарного газа при наличии высоковязких сред (вода или другое) вследствие дополнительных гидравлических потерь, согласно приложению 5 к настоящей Методике, для чистого сухого газа kv = 1,0.
В случае разрыва газопровода площадь поперечного сечения в месте разрыва определяется по его внутреннему диаметру согласно ГОСТ 16037-80 «Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры».

15. При утечке товарного газа через резьбовое соединение место повреждения обмыливается, по появляющимся пузырькам определяется значение длины места истечения товарного газа по окружности. Ширина места истечения товарного газа в резьбовом соединении определяется по размеру резьбы (G) согласно ГОСТ 6357-81 «Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба трубная цилиндрическая».

16. Расчет норм потерь товарного газа при сбросах конденсирующейся влаги из газопроводов производится в случаях наличия влаги и конденсата в газопроводах. Проверки и удаление проводятся с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок. Объем потерь товарного газа при сбросе влаги Vсбр (м3), определяется по формуле:
где:
Х - степень сухости влажного товарного газа при рабочих условиях перед сбросной арматурой в пределах (0 < Х ≤ 1,

Приложение 1
к Методике расчета норм расхода товарного газа на собственные технологические нужды и потери в газораспределительных системах
Исходные данные для расчета норм товарного газа на собственные технологические нужды и потери в газораспределительных системах
Общая отапливаемая площадь:

Протяженность газовых сетей:
Категория газопроводов
Давление, МПа
Протяженность газопроводов, км, при Ду
20
25
32
-
-
-
Низкого давления
0,005
Среднего давления
0,3
Высокого давления
0,6
Высокого давления
1,2
Количество ГРП, ШРП, индивидуальных ШРП и СИРГ:
Наименова-ние сооружения
Давление, МПа
Количество, шт
С пропускной способностью, м3/ч
Режим работы
Обслуживающие бытовых потребителей
на входе
на выходе
d, м
Qн ≥ 50
Qн < 50
кругло-годично
сезонно
ГРП
ШРП
Индивид. ШРП
СИРГ
Примечание. Для СИРГ указывается только количество.

Приложение 2
к Методике расчета норм расхода товарного газа на собственные технологические нужды и потери в газораспределительных системах
Основные параметры для расчета норм расхода товарного газа на собственные технологические нужды и потери в газораспределительных системах
Города республиканского значения и областные центры в РК
Барометри-ческое давление Рб, Па
Средняя температура наружного воздуха, °C
Продолжи-тельность отопитель-ного периода,
nо, сутки
Укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление зданий, qуд, Вт/(ч·м2)
в период наиболее холодной пятидневки,
tро
за отопи-тельный период,
tсро
за год,
tr
1
2
3
4
5
6
7
Нур-Султан
97750
-31,2
-8,1
1,8
216
180
Алматы
92055
-20,1
-1,8
8,9
167
173
Шымкент
94652
-14,3
1,4
12,2
143
161,8
Актау
101990
-14,9
0,9
11,3
157
161
Актобе
99250
-25,1
-6,7
4
203
177,6
Атырау
102100
-24,9
-3,5
8,9
177
173,8
Караганда
95390
-28,9
-6,9
2,7
214
178,2
Кокшетау
99070
-33,7
-7,4
2
217
181,4
Костанай
99960
-33,5
-8,1
1,9
214
180
Кызылорда
100295
-23,44
-3,6
9,2
168
171,6
Павлодар
100520
-34,6
-8,3
2,2
212
182,8
Петропавловск
100100
-34,8
-8,6
0,8
222
181,4
Талдыкорган
94879
-25,3
-3,7
7,5
175
177
Тараз
94199
-21,1
-1,2
9,6
164
173,8
Туркестан
99294
-20,6
-0,6
12
149
168,8
Уральск
101410
-29,6
-6
4,7
200
177,6
Усть-Каменогорск
98650
-37,3
-7,5
2,8
206
185,6

Приложение 3
к Методике расчета норм расхода товарного газа на собственные технологические нужды и потери в газораспределительных системах
Геометрические размеры полиэтиленовых труб, наиболее часто используемых для транспортировки товарного газа
Номинальный наружный диаметр (dn) мм
Минимальная толщина стенки (ey.min) и внутренний диаметр (dвн)
SDR 17,6
SDR 11
ey.min, мм
dвн, мм
Ду, мм
ey.min, мм
dвн, мм
Ду, мм
16
2,3
11,4
10
3
10
10
20
2,3
15,4
15
3
14
15
25
2,3
20,4
20
3
19
20
32
2,3
27,4
25
3
26
25
40
2,3
35,4
32
3,7
32,6
32
50
2,9
44,2
40
4,6
40,8
40
63
3,6
55,8
50
5,8
51,4
50
75
4,3
66,4
65
6,8
61,4
65
90
5,2
79,6
80
8,2
73,6
65
110
6,3
97,4
100
10
90
80
125
7,1
110,8
100
11,4
102,2
100
140
8
124
125
12,7
114,6
100
160
9,1
141,8
125
14,6
130,8
125
180
10,3
159,4
150
16,4
147,2
150
200
11,4
177,2
150
18,2
163,6
150
225
12,8
199,4
200
20,5
184
150
250
14,2
221,6
200
22,7
204,6
200
280
15,9
248,2
250
25,4
229,2
200
315
17,9
279,2
250
28,6
257,8
250
355
20,2
314,6
300
32,3
290,4
300
400
22,8
354,4
350
36,4
327,2
300
450
25,6
398,8
400
40,9
368,2
350
500
28,4
443,2
450
45,5
409
400
560
31,9
496,2
500
50,9
458,2
450
630
35,8
558,4
550
57,3
515,4
500

Приложение 4
к Методике расчета норм расхода товарного газа на собственные технологические нужды и потери в газораспределительных системах
Удельные потери товарного газа в газораспределительных системах, м3 в год на 1 км газопровода
Условный диаметр
Ду, мм
Рабочее давление товарного газа, МПа
0,003
0,005
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,8
1,2
32
0,37
1,26
33
66
98
132
165
196
264
392
40
0,57
1,93
51
102
154
204
255
308
408
616
50
0,91
3,00
80
160
240
320
400
480
640
959
65
1,50
5,05
135
270
406
540
675
811
1080
1620
80
2,30
7,70
205
410
614
820
1025
1228
1640
2457
100
3,60
12,00
320
640
959
1280
1600
1918
2560
3839
150
8,20
27,00
720
1440
2159
2880
3600
4318
5760
8637
200
14,40
48,00
1280
2560
3839
5120
6400
7677
10240
15353
250
22,75
75,00
1999
3998
5998
7996
9995
11995
15992
23976
300
32,30
108,0
2879
5758
8637
11516
14395
17274
23032
34517
400 и более
57,60
192,0
5119
10238
15358
20476
25595
30715
40952
61417

Приложение 5
к Методике расчета норм расхода товарного газа на собственные технологические нужды и потери в газораспределительных системах
Значения поправочного коэффициента, учитывающего уменьшение расхода товарного газа при наличии высоковязкой среды
Давление, Па
Условный диаметр сбросной арматуры, мм
15
20
25
32
40
50
65
80
100
2000
0,773
0,822
0,852
0,879
0,899
0,918
0,930
0,938
0,946
2500
0,794
0,837
0,865
0,890
0,908
0,923
0,935
0,942
0,950
3000
0,809
0,849
0,874
0,897
0,917
0,928
0,938
0,945
0,952
3500
0,820
0,858
0,882
0,904
0,921
0,931
0,941
0,948
0,954
4000
0,830
0,866
0,888
0,909
0,924
0,934
0,943
0,950
0,956
4500
0,837
0,872
0,893
0,916
0,927
0,936
0,945
0,952
0,958
5000
0,845
0,877
0,898
0,918
0,929
0,938
0,947
0,953
0,959
10000
0,882
0,908
0,923
0,934
0,942
0,949
0,957
0,962
0,967
50000
0,934
0,944
0,951
0,958
0,963
0,968
0,973
0,976
0,979
100000
0,946
0,954
0,960
0,966
0,970
0,974
0,978
0,981
0,984
150000
0,953
0,960
0,965
0,970
0,974
0,978
0,981
0,984
0,986
200000
0,958
0,965
0,969
0,974
0,977
0,980
0,983
0,986
0,988
250000
0,962
0,968
0,972
0,976
0,979
0,982
0,985
0,987
0,989
300000
0,965
0,971
0,975
0,978
0,981
0,984
0,987
0,989
0,991
350000
0,968
0,973
0,977
0,980
0,983
0,985
0,988
0,990
0,992
400000
0,970
0,975
0,978
0,982
0,984
0,987
0,989
0,991
0,992
450000
0,972
0,976
0,980
0,983
0,985
0,988
0,990
0,992
0,993
500000
0,973
0,978
0,981
0,984
0,986
0,988
0,991
0,992
0,994
600000
0,976
0,980
0,983
0,986
0,988
0,990
0,992
0,993
0,995
700000
0,978
0,982
0,985
0,987
0,989
0,991
0,993
0,994
0,996
800000
0,980
0,983
0,986
0,988
0,990
0,992
0,994
0,995
0,996
900000
0,981
0,985
0,987
0,989
0,991
0,993
0,994
0,996
0,997
1000000
0,983
0,986
0,988
0,990
0,992
0,993
0,995
0,996
0,997
1100000
0,984
0,987
0,989
0,991
0,993
0,994
0,996
0,997
0,998
1200000
0,985
0,988
0,990
0,992
0,993
0,995
0,996
0,997
0,998
Примечание. Значения поправочного коэффициента рассчитаны по ГОСТ 12.2.085-2017 «Арматура трубопроводная. Клапаны предохранительные. Выбор и расчет пропускной способности».